Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра “Электрические станции, сети и системы ”

 

 

ОСНОВНОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Конспект лекций

для студентов специальности 5В071800 – «Электроэнергетика»,

5В081200 – «Энергообеспечение сельского хозяйство»

 

 

Алматы 2013

CОСТАВИТЕЛИ: Р.М. Кузембаева, С.Е.Соколов, Мукашева Р.Т. Основное и вспомогательное оборудование электрических станций и подстанций. Конспект лекций для студентов специальности 5В071800 – Электроэнергетика, 5В081200 – «Энергообеспечение сельского хозяйство» - Алматы: НАО АУЭС, 2013. - 56 с.

 

Данный конспект лекций содержит краткие сведения по основному и вспомогательному оборудованию электрических станций и подстанций.

 

         Рецензент: канд.техн.наук, профессор Г.Х. Хожин.

 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества  «Алматинский университет энергетики и связи» на 2012г.

 

©НАО Алматинский университет энергетики и связи, 2013г.

Сводный план 2012г, поз 276

 

1 Лекция №1. Современное состояние и тенденции развития турбогенераторостроения

 

Содержание лекции: современное состояние и тенденции развития турбогенераторостроения; основы теории работы генераторов.

 

Цель лекции: обзор современного состояния турбогенераторостроения.

 

1.1  Тенденции развития турбогенераторостроения

 

Мощность турбогенератора связана с его основными размерами и электромагнитными нагрузками зависимостью

 

,

(1.1)

 

где  - диаметр расточки статора;

 - длина активной части;

 - частота вращения машины;

- линейная токовая нагрузка статора;

 - индукция в воздушном зазоре;

 - коэффициент пропорциональности.

Чем больше произведение , то есть чем больше габариты машины, тем больше номинальная активная мощность турбогенератора. Однако, возможность увеличения диаметра расточки статора турбогенератора ограничена. Эти ограничения накладываются, в первую очередь, условиями механической прочности роторов турбогенераторов и их бандажных колец.

Длина ротора ограничивается его возможным статическим прогибом при остановленной (неподвижной) машине и частотными характеристиками роторной системы турбогенератора. Поэтому, соотношения между основными размерами остаются в сравнительно узких пределах

 

,

(1.2)

 

где  - диаметр активной части бочки ротора;

- зазор между ротором и статором.

Внешний диаметр статора -  зависит от магнитного потока, замыкающегося по активной стали и от допускаемой магнитной индукции.

Применение холоднокатаной стали позволило в некоторых пределах повысить магнитную индукцию в зубцах статора турбогенераторов.

В результате примерно за 50-60 лет турбогенераторостроения при увеличении мощности машины от 50 до 1200 МВт, т.е. в 24 раза, индукция возросла лишь на 20%: от 0,8 до 0,965 Тл.

Для двухполюсных турбогенераторов независимо от их единичной мощности сохраняется соотношение

 

,

(1.3)

 

Диаметр корпуса статора находится в пределах

 

,

(1.4)

 

Полная длина ротора, т.е. длина вала турбогенератора обычно

 

,

(1.5)

 

Приведенные выше соотношения справедливы для двухполюсных турбогенераторов, имеющих частоту вращения 3000 об/мин. За 30 лет генераторостроения мощность машин увеличилась со 100 МВт (1948 г) до 1200 МВт (1976 г). Некоторые сравнительные характеристики этих генераторов приведены в таблице 1.1.

 

Т а б л и ц а 1.1

мощность МВт	100	1200
расход меди, кг/КВА	0,11	0,019
расход стали, кг/КВА	0,765	0,202
диаметр ротора - D2, мм	1000	1250
воздушный зазор - δ, мм	47,5	150
активная длина ротора - l, мм	5400	8000

 

Из выражения (1.1) видно, что увеличение единичной мощности турбогенератора неизбежно связано с ростом линейной нагрузки машины и может быть обеспечено увеличением плотности тока в обмотках. В свою очередь, это возможно только за счет повышения эффективности систем охлаждения, и привело к применению непосредственного охлаждения водородом, маслом, водой. Внедрение непосредственного охлаждения водой обмотки статора дало возможность существенно увеличить ток в этой обмотке и создать предпосылки для конструирования машин на мощность 800, 1200 МВт и выше.

Высокие темпы наращивания энергетических мощностей достигаются в решающей степени за счет увеличения единичной мощности оборудования. Задача увеличения мощности турбогенераторов требует решения большого количества научных и технических проблем, среди которых:

- трудность изготовления крупных стальных подковок для роторов;

- транспортировка по железной дороге;

- внедрение новых систем охлаждения;

- работа генераторов в несимметричных режимах;

- разработка и внедрение новой высоковольтной изоляции на термореактивных связующих;

- меры против увеличения вибрации;

- улучшение работы контактных колец ротора и щеточного аппарата;

- работа электростанции в составе энергосистемы.

1.2 Основы теории работы генераторов

Синхронные генераторы состоят конструктивно из неподвижного статора с трехфазной обмоткой и приводимого во вращение первичным двигателем (турбиной) ротора с обмоткой возбуждения, в которую подается постоянный ток от системы возбуждения.

Частота вращения ротора n y синхронных машин связана с частотой переменного тока f соотношением

 

,

(1.6)

 

где  - число пар полюсов;

f - частота.

при частоте 50 Гц и об/мин.

Роторы турбогенераторов неявнополюсные, что достигается соответствующей укладкой обмотки возбуждения в пазы. Обмотка занимает примерно две трети окружности. При этом ротор оказывается симметричным только относительно двух взаимоперпендикулярных осей d и q, называемых соответственно продольной и поперечной осями машины. Продольная ось условно проходит через центр ротора и делит пополам большой зуб ротора, как это показано на рисунке 1.1.

 

 

 

1 – большой зуб ротора; 2 – воздушный зазор; 3 – проводники обмотки статора; 4 – проводники обмотки ротора.

Рисунок 1.1 – Расположение потока Ф при холостом ходе генератора

 

Обмотка статора выполняется с таким же числом полюсов, что и ротор. При работе машины постоянный ток от возбудителя, проходя по обмотке возбуждения генератора, создает магнитный поток Ф, вращающийся вместе с ротором. В установившемся режиме, т.е. при неизменной нагрузке и неизменной скорости вращения сумма моментов, действующих на вал генератора, равна нулю. Если по какой-либо причине это условие нарушается, возникает избыточный момент (вращающий или тормозящий) и скорость вращения увеличивается или уменьшается. Можно сказать, что вращающий момент турбины уравновешивается равным ему по величине, но противоположным по знаку тормозящим моментом турбогенератора.

Вращающий момент паровой турбины определяется давлением, температурой, количеством пара, поступающего на лопатки, и глубиной вакуума в конденсаторе. Тормозящий момент на валу турбогенератора возникает в результате взаимодействия магнитного потока, пересекающего зазор между статором и ротором, с током в проводниках и противоположен моменту на валу турбины.

На холостом ходу турбогенератора ось магнитного потока Ф совпадает с осью полюсов ротора. Угол δ между ними нулю. Результирующий  момент на валу, а следовательно, и развиваемая активная мощность . В отсутствии углового сдвига между осью Ф и осью полюсов ротора d обмотанная часть окружности делится на четыре равные части, что изображено на рисунке 1.2.

 

 

Рисунок 1.2 — Моменты, действующие на проводник обмотки ротора,

включенного в сеть генератора, при холостом ходе

 

Ток во всех проводниках один и тот же, число проводников на каждом участке также одно и то же. Отдельные проводники находятся в зоне различной магнитной индукции В, но распределение индукции на каждом участке одинаково.

В таких условиях усилия и моменты на валу, образованные по правилу левой руки каждым участком в отдельности, равны по величине и попарно компенсируются. Результирующий момент и активная мощность на валу равны нулю.

При нагрузке появляется угловой сдвиг между потоком Ф осью d - δ.

При сдвиге оси полюсов d относительно оси магнитного тока машины Ф на угол в пределах от нуля до 90⁰ обмотанная часть окружности ротора может быть разделена на шесть симметричных попарно равных участков. Усилия на участках А и К противоположны, а на участках С и D совпадают с направлением вращения часовой стрелки.

На участках L и M различно не только направление тока в проводниках, но и направление магнитного поля относительно проводников. Поэтому на этих участках усилия и соответственно моменты на валу действуют в одном и том же направлении и суммируются.

Эти зоны магнитного потока и обмотки ротора являются активно действующими. Они образуют результирующий момент на валу и определяют активную мощность турбогенератора в данном режиме.

Чем больше угол между d и Ф, тем больше размеры активно действующих зон (на рисунке 1.3 они заштрихованы).

Вместе с тем, эти участки оказываются в зоне все большей магнитной индукции. В результате увеличиваются усилие на валу и активная мощность.

 

 

Рисунок 1.3 - Моменты, действующие на проводники обмотки ротора генератора в режиме нагрузки

При угловом сдвиге 90⁰ активно действующей является вся обмотка, что отражено на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 - Условие получения максимального момента

Соответственно, момент на валу и активная мощность наибольшие. При еще большем сдвиге угла, размеры активных участков становятся меньше, уменьшается и момент на валу. При сдвиге на 180⁰ момент и мощность равны нулю. При сдвиге на 270⁰ величины снова достигают максимума, но действуют в обратном направлении. Сдвиг между осями полюсов и потока в пределах 180…360⁰ соответствуют работе турбогенератора в режиме двигателя.

2 Лекция №2. Трехфазные сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями

 

Содержание лекции: особенности режима работы сетей с компенсированной и глухозаземленной нейтралью.

 

Цель лекции: изучение особенностей режима работы электроустановок с компенсированной и глухозаземленной нейтралью.

 

2.1 Трехфазные сети с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью

 

В сетях 3-35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие реакторы.

В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током I_С индуктивный ток реактора I_L, как это показано на рисунке 2.1. Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180⁰, то замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если I_C=I_L (резонанс), то через замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

 

 

Рисунок 2.1 - Трехфазная сеть с компенсированной нейтралью

 

В действительности ток в дуге никогда не будет равен нулю. В месте замыкания будет протекать остаточный ток I_ОСТ, обусловленный активными потерями в катушке, утечками на землю и высшими гармониками. К этому току будет добавляться еще ток расстройки катушки, обусловленный тем, что во время эксплуатации емкость сети не остается постоянной и в зависимости от того, увеличивается или уменьшается длина сети по сравнению с расчетной длиной, сеть может оказаться недокомпенсированной или перекомпенсированной.

Если ток в месте замыкания на землю превзойдет определенную величину, то гашение дуги может оказаться затруднительным и компенсирующее устройство не выполнит своей задачи. Поэтому все компенсирующие устройства должны обеспечивать регулирование индуктивного сопротивления в определенных пределах.

Суммарная мощность дугогасящих реакторов для сетей определяется из выражения

 

,

(2.1)

 

где n – коэффициент, учитывающий развитие сети; ориентировочно

можно принять n= 1,25;

I_C – полный ток замыкания на землю, А;

U_Ф – фазное напряжение сети, кВ.

По рассчитанному значению Q в каталоге подбираются реакторы требуемой номинальной мощности. При этом необходимо учитывать, что регулировочный диапазон реакторов должен быть достаточным.

Наиболее распространены реакторы типа РЗДСОМ, мощностью до 1520 кВА на напряжение до 35 кВ с диапазоном регулирования 1:2, конструкция которых приведена на рисунке 2.2 а. Реакторы имеют масляное охлаждение.

Более точно, плавно и автоматически можно производить настройку компенсации в реакторах РЗДПОМ, индуктивность которых изменяется с изменением немагнитного зазора в сердечнике, как это показано на рисунке 2.2. б, или путем подмагничивания стали магнитопровода от источника постоянного тока.

 

 

а) тип РЗДСОМ; б) тип РДЗПОМ

Рисунок 2.2 - Устройство дугогасящих реакторов

Дугогасящие реакторы должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее, чем тремя линиями. При компенсации сетей генераторного напряжения реакторы располагают обычно вблизи генераторов.

В сетях с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью, так же как и в сетях с незаземленными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой, но не более 6 часов.

Наличие дугогасящих реакторов особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается. В сетях с нейтралями, заземленными через дугогасящий реактор, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в  раза, т.е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам, эти сети аналогичны сетям с незаземленными (изолированными) нейтралями.

Наиболее простым, на первый взгляд, представляется не точная на­стройка гасительного устройства в резонанс с емкостью сети, а наоборот, некоторая преднамеренная расстройка.

Недостаток настройки с недокомпенсацией состоит в том, что при замыканиях на землю получаются значительные смещения нейтрали, при которых в сети могут возникнуть перенапряжения, представляющие не меньшую опасность, чем те, которые являются следствием перемежающейся дуги.

Положительной стороной настройки с перекомпенсацией считают то, что при замыканиях на землю смещение нейтрали не будет превышать фазного напряжения. Этот способ настройки гасительной катушки реко­мендуется сейчас в качестве основного.

Более подробные исследования показывают, что оба вида расстройки с точки зрения наибольших смещений нейтрали оказываются почти равноценными, так как при недокомпенсации смещение нейтрали вследствие насыщения стали также будет ограничено пределом фазного напряжения.

 

2.2 Трехфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями

 

В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется эффективное заземление нейтралей, при котором во время однофазных замыканий напряжение на неповрежденных фазах относительно земли равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали.

При замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы (см. рисунок 2.3). Возникает режим КЗ, сопровождающийся протеканием больших токов, и линия подлежит отключению релейной защитой. Однако значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после работы устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей. При этом имеет место удорожание контура заземления, который должен отвести на землю большие токи к.з. и представляет собой сложное инженерное сооружение. При большом количестве заземленных нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами  ток однофазного к.з. может превышать ток трехфазного к.з.

 

 

Рисунок 2.3 - Трехфазная сеть с эффективно-заземленной нейтралью

 

Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют частичное разземление нейтралей и токоограничивающие сопротивления, включаемые в нейтрали трансформаторов.

 

2.3 Сети с глухозаземленной нейтралью

 

Такие сети применяются на напряжение до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на фазные напряжения, как это показано на рисунке 2.4. При наличии однофазных нагрузок применяют нулевой проводник. Этот проводник служит для выполнения также и функции зануления, т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением. При отсутствии зануления корпуса (второй двигатель на рисунке 2.4) повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе.

 

 

Рисунок 2.4 - Трехфазная сеть с глухозаземленной нейтралью

 

Целостность нулевого проводника нужно контролировать, так как его случайный разрыв может вызвать перекос напряжений по фазам (снижение его на загруженных фазах и повышение на незагруженных).

 

3 Лекция №3. Возбуждение синхронных генераторов

 

Содержание лекции: системы возбуждения синхронных генераторов.

 

Цель лекции: изучение систем возбуждения современных синхронных генераторов и их особенностей.

 

3.1 Общие сведения

 

Обмотки роторов синхронных генераторов получают питание от специальных источников постоянного тока - возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность

Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения.

Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке согласно кривой рисунка 3.1.

 

 

Рисунок 3.1 - Процесс нарастания напряжения на обмотке возбуждения при форсировке

 

Скорость нарастания возбуждения равна

 

,

(3.1)

 

Отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения называется кратностью форсировки

 

,

(3.2)

 

Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь k_ф≥2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 1/с.

Все системы возбуждения подразделяются на две группы: независимое возбуждение и самовозбуждение (зависимое возбуждение).

 

3.2 Системы независимого возбуждения

 

3.2.1 Система возбуждения с генератором постоянного тока.

Возбуждение СГ не зависит от режима электрической сети и является наиболее надежным. Наиболее простой и наиболее надежной является система возбуждения, где в качестве возбудителя применяют генератор постоянного тока, соединенный с валом СГ, как это показано на рисунке 3.2.

 

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема независимого электромашинного возбуждения генератора

Возбуждение самого возбудителя осуществляется по схеме самовозбуждения (обмотка возбудителя LGE питается от якоря самого возбудителя). Регулирование возбуждения возбудителя осуществляется вручную или шунтовым реостатом RR, установленным в цепи LGE, или автоматически - регулятором возбуждения АРВ.

К недостаткам такой системы возбуждения относятся: невысокая скорость нарастания возбуждения; снижение надежности генератора постоянного тока из-за вибрации и тяжелых условий работы щеток и коллектора (условий коммутации). Кроме того, для турбогенераторов мощностью выше 165 МВт выполнить генератор постоянного тока необходимой мощности на частоту вращения 3000 об/мин по условиям коммутации затруднительно.

 

3.2.2 Системы возбуждения с полупроводниковыми выпрямителями.

Частичное устранение указанных недостатков возможно с применением полупроводниковых преобразователей. С валом ТГ сочлен вспомогательный высокочастотный генератор индукторного типа, не имеющего обмотки на вращающемся роторе, как это показано на рисунке 3.3. Напряжение высокочастотного генератора выпрямляется и подводится к обмотке ротора. Повышенная частота позволяет уменьшить габариты и повысить быстродействие СВ. Высокочастотный генератор-возбудитель ВГТ имеет три обмотки на неподвижном статоре. Благодаря последовательному включению LGE1 обеспечивается резкое увеличение возбуждения ВГТ при коротких замыканиях вследствие броска тока в роторе. Обмотки LGE2 и LGE3 получают питание от высокочастотного подвозбудителя GEA через выпрямители. Подвозбудитель (машина 400 Гц с постоянными магнитами) соединен с валом ТГ. Устройство АРВ обеспечивает поддержание напряжения генератора в нормальном режиме работы изменением тока в обмотке LGE2. Устройство УБФ обеспечивает начальное возбуждение генератора и его форсировку при снижении напряжения более чем на 5%. Высокочастотная СВ обеспечивает k_ф=2 и скорость нарастания напряжения возбуждения не менее 2 1/ с.

 

Рисунок 3.3 – Высокочастотная система возбуждения

Еще лучшие характеристики имеет тиристорная система возбуждения, схема которой приведена на рисунке 3.4.

 

 

Рисунок 3.4 - Тиристорная система возбуждения

 

Вспомогательный генератор GE имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками. Каждая часть обмотки подсоединена к двум группам тиристоров: рабочей VS1 и форсировочной VS2. При форсировке VS2 питающиеся от полного напряжения GE, открываются полностью и дают весь ток форсировки. Рабочая группа при этом запирается более высоким напряжением форсировочной группы. Тиристорная система возбуждения имеет наибольшее быстродействие по сравнению с другими системами и k_ф>2. Все генераторы имеют контактные кольца на валу ротора, к которым ток подводится с помощью щеток, что обуславливает снижение надежности.

 

3.3 Безщеточная система возбуждения

 

Особенностью такой системы возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 3.5 является отсутствие контактных колец. Вспомогательный СГ GE выполнен по типу обратимой машины. Обмотка переменного тока - на вращающейся части, а обмотка возбуждения - неподвижна.

 

 

Рисунок 3.5 – Схема безщеточного возбуждения

Ток от вращающейся обмотки переменного тока GE подводится через проводники, закрепленные на валу, к вращающемуся выпрямителю, и далее к вращающейся обмотке возбуждения основного генератора.

 

3.4 Системы самовозбуждения

 

В таких системах возбуждения работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока.

В системе электромашинного самовозбуждения, приведенной на рисунке 3.6, возбудительный агрегат состоит из асинхронного двигателя М, питающегося от шин собственных нужд электростанции и генератора постоянного тока GE. В системе самовозбуждения с полупроводниковыми преобразователями, приведенной на рисунке 3.7, имеются две группы преобразователей – неуправляемые вентили VD и управляемые VS, трансформатор силового компаундирования ТА и выпрямительный трансформатор ТЕ.

Неуправляемые вентили VD получают питание от трансформаторов ТА, вторичный ток которых пропорционален току статора генератора, управляемые вентили VS получают питание от трансформаторов ТЕ, вторичное напряжение которого пропорционально напряжению генератора.

Вентили VD, обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при КЗ.

Рисунок 3.6 - Принципиальная схема зависимого электромашинного самовозбуждения	Рисунок 3.7. - Принципиальная   схема полупроводникового само­возбуждения

 

4 Лекция №4. Автоматическое гашение поля и АРВ

 

Содержание лекции: автоматическое гашение поля  синхронных генераторов и АРВ.

 

Цель лекции: изучение системы гашения поля и АРВ синхронных генераторов и их особенностей.

 

 

4.1 Автоматическое гашение поля (АГП)

 

Автоматическое гашение поля - это процесс быстрого уменьшения магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю.

Короткое замыкание внутри СГ происходит через электрическую дугу, что обуславливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Быстрое гашение поля генератора необходимо для ограничения размера аварии и предотвращения выгорания меди обмотки и стали статора.

Если просто отключить обмотку ротора от возбудителя, то за счет большой индуктивности на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Нужно с одновременным отключением возбудителя обеспечить поглощение энергии магнитного поля обмотки ротора.

В настоящее время известны три способа гашения поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопротивление; включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки и противовключение возбудителя.

В первом случае процесс затягивается и имеется возможность пробоя, поэтому наиболее распространенным способом является гашение поля  при помощи дугогасительной решетки, как это показано на рисунке 4.1.

При КЗ в генераторе реле защиты KL срабатывает и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAT выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5-3 мм.

 

 

Рисунок 4.1 - Схема электрических цепей при гашении поля генератора автоматом с дугогасящей решеткой

 

АГП имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе замкнуты. Контакты 3 АГП вводят добавочное  сопротивление R_д в цепь возбуждения возбудителя. При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные. Дуга затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, падение напряжения на которых сохраняется постоянным, равным 25-30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах. Время гашения составляет 0,5-1 с, а условия гашения близки к оптимальным.

Для генераторов с тиристорным возбуждением при отключении автомата гашения поля главные вентили переводятся в инверторный режим, как это показано на рисунке 4.2.

 

1 - АГП; 2 - ввод резервного возбуждения; 3 - главный тиристорный возбудитель; 4 - тиристорный возбудитель вспомогательного генератора; 5 - контакты гашения поля; RГ - сопротивление гашения поля. Рисунок 4.2 - Гашение поля при независимом тиристорном возбуждении генератора

 

Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения.

 

4.2 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)

 

Одним из основных элементов АРВ является форсировка возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 4.3.

 

 

Рисунок 4.3- Схема релейной форсировки

 

При значительном снижении напряжения реле минимального напряжения KV замыкает контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR.

Для автоматического регулирования напряжения в нормальном режиме при изменениях нагрузки применяется устройство компаундирования с корректором напряжения, схема которого приведена на рисунке 4.4. Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. Вторичные обмотки трансформаторов тока ТА включены на промежуточный трансформатор Т и выпрямитель VD₁, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку возбудителя LGE. Одновременно осуществляется регулирование по напряжению статора.

Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор Т (универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащен обмотками 2 и 4 . Ток в обмотке 2 пропорционален U_Г. При чисто активной нагрузке МДС обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты на 90^о, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого, ток компаундирования при неизменных величинах I_Г и U_Г получается тем больше, чем ниже Сosφ или выше реактивная нагрузка генератора - это так называемое, фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения.

 

Рисунок 4.4 - Схема АРВ генератора пропорционального действия

Через обмотку 4 подмагничивания Т производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения U_Г при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят измерительные элементы И₁ и И₂, включаемые в цепь трансформатора напряжения TV через установочный автотрансформатор Т1.

 

4.3 Регуляторы сильного действия

 

Устройство АРВ сильного действия реагирует на скорость изменения параметров регулирования, а также на их ускорение и в сочетании с быстродействующими системами возбуждения, имеющими высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие значения потолочного напряжения возбудителя, обеспечивает значительное повышение устойчивости параллельной работы генератора.

В измерительное звено схемы, как это показано на рисунке 4.5, входят блоки измерения напряжения (БИН) и частоты (БИЧ). Блок БИН содержит предвключенный элемент БКТ, в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока генератора. После БКТ сигнал поступает на измерительные элементы ΔU (отклонение напряжения) и U’ (производная напряжения), выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален Δf и f^’.

 

Рисунок. 4.5 - Структурная схема АРВ сильного действия

 

Усилитель – сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующей системы возбуждения (исполнительный элемент).

 

5 Лекция 5. Режимы работы автотрансформатров

 

Содержание лекции: особенности  режимов работы автотрансформаторов.

 

Цель лекции: изучение режимов работы автотрансформаторов.

 

5.1 Особенности режимов автотрансформаторов

 

Автотрансформаторы выполняются трехобмоточными, причем обмотки ВН и СН имеют электрическую связь, а обмотка НН - магнитную. При наличии трех обмоток и гальванической связи между обмотками ВН и СН могут иметь место различные режимы работы, как это показано на рисунке 5.1.

В автотрансформаторных режимах возможна передача номинальной мощности S_ном из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов I_C-I_B=k_выг∙I_C, а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.

 

а, б – автотрансформаторные режимы; в, г - трансформаторные режимы; д, е – комбинированные режимы.

Рисунок 5.1 - Распределение токов в обмотках автотрансформатора

в различных режимах

 

В трансформаторных режимах возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или ВН, причем обмотку НН можно загрузить не более, чем на S_тип. Условие допустимости режима НН-ВН или НН-СН S_Н≤S_mиn=k_выгS_ном. Если происходит трансформация S_тип из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена.

В трансформаторном режиме передачи мощности S_тип из обмотки НН в ВН общая и последовательная обмотки загружены не полностью, поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность

 

,

(5.1)

 

В комбинированном режиме передачи мощности автотрансформаторным путем ВН→СН и трансформаторным путем НН→СН ток в последовательной обмотке

 

,

(5.2)

где P_B, Q_B – мощности, передаваемые из ВН в СН.

Нагрузка последовательной обмотки

 

,

(5.3)

 

Отсюда видно, что даже при передаче номинальной мощности S_В=S_ном последовательная обмотка не будет перегружена. Нагрузка общей обмотки

 

,

(5.4)

 

Подставляя значения токов и производя преобразования получаем

 

,

(5.5)

 

где P_H, Q_H – активная и реактивная мощности, передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.

Таким образом комбинированный режим НН-СН, ВН-СН ограничивается загрузкой общей обмотки.

Распределение токов в комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН показано на рисунке 2 е. В общей обмотке ток автотрансформаторного режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. В последовательной обмотке токи складываются, что может вызвать ее перегрузку. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.

Возможны и другие комбинированные режимы: передача мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН или работа в понижающем режиме при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН.

 

5.2 Регулирование напряжения трансформаторов

 

Регулирование напряжения трансформаторов осуществляется путем изменения коэффициента трансформации, то есть изменением числа витков, для чего обмотки имеют соответствующие ответвления. Переключение ответвлений осуществляется без возбуждения (ПБВ) и под напряжением (РПН). Переключение ответвлений без возбуждения осуществляется на трансформаторах малой мощности.

Регулирование под нагрузкой (РПН) осуществляется переключением ответвлений обмотки без разрыва цепи. В зависимости от мощности и напряжения трансформатора регулирование осуществляется от 10% до 16%. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как ток в этой обмотке меньше, чем в обмотке НН. Наибольшее распространение получила схема с резисторами, приведенная на рисунке 5.2.

 

 

Рисунок 5.2 – Схема РПН с резисторами

 

В исходном положении 0, ТР работает на ответвлении 5 и ток проходит через контакт К1. При переходе на ответвление 4 сначала обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1, при этом ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2. После этого замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, а половина – по R2 и К3, а витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2 и по ним проходит циркулирующий ток. Затем замыкается К2 и К4, при этом ток проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И2, контакты К4 к выводу 0. Управление РПН осуществляется дистанционно со щита управления, вручную или автоматически.

В автотрансформаторах ответвления выполняют в нейтральной точке, что позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток. Такое регулирование называется связанным, т.е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН. Регулирование напряжения можно осуществлять с помощью специальных регулировочных трансформаторов, состоящих из последовательного трансформатора, который вводит дополнительную э.д.с. в основную обмотку трансформатора и регулировочного трансформатора, который меняет эту э.д.с., и линейных регуляторов, в которых регулирование на стороне СН обеспечивается устройством РПН, а на стороне НН устанавливается регулировочный трансформатор, снабженный автоматическим регулированием напряжения.

 

5.3 Группы соединений трансформаторов

 

Обмотки ТР имеют соединения: звезда Υ, звезда с выведенной нейтралью Υ и треугольник Δ. Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е₁ и Е₂) принято выражать условно группой соединений.

В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем, при схемах соединения обмоток звезда – звезда, можно получить любую четную группу (2, 4, 6, 10, 0), а при схеме звезда – треугольник или треугольник – звезда любую нечетную группу (1, 3, 5, 7, 9, 11). Группы указываются справа от знаков схем соединения обмоток.

 

5.4 Нагрузочная способность трансформаторов

 

Нагрузочная способность трансформатора – это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок. Трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.

Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.

Допустимые систематические перегрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течении суток.

Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140^оС, наибольшая температура масла в верхних слоях +95^о и износ за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +98^оС.

Аварийная перегрузка разрешается при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140^оС для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160^оС для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115^оС).

Значения допустимой аварийной перегрузки определяются по ГОСТ в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К₁, температуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегрузки Ɵ_охл и длительности перегрузки.

 

6 Лекция №6. Короткие замыкания в электроустановках

 

Содержание лекции: трехфазное короткое замыкание. Характеристика процесса.

 

Цель лекции: изучение характера процесса трехфазного короткого замыкания.

 

6.1 Общие сведения

 

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю в сетях с глухо - и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Причинами коротких замыканий являются старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции, удары молнии в линии электропередачи и др. При к.з. происходит повышенный нагрев проводников и контактов, возникают электродинамические усилия между проводниками и снижается уровень напряжения в электрической сети.

Рассматриваются короткие замыкания в цепях, питающихся от шин неизменного напряжения и короткие замыкания вблизи генератора ограниченной мощности.

Шинами неизменного напряжения условно считают такой источник, напряжение на зажимах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока (его называют системой бесконечной мощности). В этом случае собственное сопротивление источника питания ничтожно мало по сравнению с сопротивлением всей цепи. При коротком замыкании на выводах генераторов или на небольшом удалении от него сопротивление всей цепи соизмеримо с сопротивлением генератора.

 

6.2 Трехфазное короткое замыкание

 

В нормальном режиме работы и при КЗ на зажимах сохраняется симметричная и неизменная по значению трехфазная система напряжений, как это показано на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Трехфазная симметричная цепь, питаемая от шин неизменного напряжения (от источника бесконечной мощности)

При коротком замыкании углы между током и напряжением меняются, а токи существенно возрастают. Короткое замыкание делит цепь на две части: правую, с сопротивлениями r₁ и х₁=ωL₁, и левую, содержащую источник питания и сопротивления в цепи КЗ r_к и x_к=ωL_к.

Правая часть цепи зашунтирована КЗ и ток в ней будет поддерживаться до тех пор, пока запасенная в индуктивности L₁ энергия магнитного поля не перейдет в тепло, выделяющееся в активном сопротивлении r₁. Этот ток не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет опасности для оборудования.

Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности L_к также сопровождается переходным процессом в соответствии с уравнением

 

(6.1)

 

где u и i – соответственно мгновенные значения напряжения и тока.

Решение уравнения дает

 

(6.2)

 

где U_m -  амплитудное значение фазного напряжения источника;

Z_k - сопротивление присоединенного к источнику участка цепи КЗ;

α - фазовый угол напряжения источника в момент t=0;

φ_к – угол сдвига тока в цепи КЗ относительно напряжения источника той же фазы;

Т_а – постоянная времени цепи КЗ, равная .

Полный ток КЗ слагается из двух составляющих.

Вынужденная составляющая имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника и называется периодической составляющей тока КЗ

 

(6.3)

 

где I_n,m – амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая имеет апериодический характер изменения

 

,

(6.4)

 

Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ в каждой фазе определяется для момента времени t=0

 

,

(6.5)

 

Максимальное значение тока i_а,0 будет в случае, если напряжение в момент возникновения КЗ проходит через нулевое значение и тока в цепи до КЗ нет, т.е. i₍₀₎=0. При этом i_а,0=I_n,m, как это показано на рисунке 6.2.

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает через 0,01 с после начала процесса КЗ, носит название ударного тока и обозначается i_у

 

(6.6)

 

где k_у – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени.

 

 

Рисунок 6.2 - Изменение тока КЗ в цепи, питаемой от шин неизменного напряжения при максимальном значении апериодической составляющей

 

Переходный процесс завершается после затухания апериодической составляющей, и далее полный ток КЗ равен его периодической составляющей.

При снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения генератора до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф_f, ЭДС генератора, а, следовательно, и ток КЗ. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. В результате этого действие АРВ начинает проявляться только спустя некоторое время после возникновения КЗ.

 

6.3 Порядок расчета токов трехфазного короткого замыкания

 

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются течение процесса КЗ; насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x/r>3.

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке: составляется расчетная схема; составляется электрическая схема замещения; приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют I_п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

 

6.4 Расчетная схема установки

 

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ. Для определения сопротивления элементов сети на расчетной схеме обычно указываются их параметры в именованных, а большинстве случаев в относительных единицах или в процентах.

Сопротивления разных элементов расчетной схемы определяются по известным формулам в соответствии с параметрами оборудования. Сопротивление синхронных машин определяется сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси x_d^''.

Сопротивление энергосистемы определяется из условия предельного использования выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы. Возможно также задание системы параметрами эквивалентного генератора, т.е. относительным номинальным сопротивлением х_*с(ном) и номинальной мощностью S_ном, равной сумме номинальных мощностей источников.

Сопротивление трансформаторов и автотрансформаторов определяется по величине напряжения к.з. - u_к%, которое приводится в каталогах и других справочных материалах. Для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленными обмотками напряжения КЗ задаются для каждой пары обмоток.

Для реакторов в паспорте обычно указывают номинальный ток и сопротивление реактора в Омах. Для линий электропередач напряждением 6-500 кВ принимается величина 0,4 – 0,3 Ом/км, для кабелей – 0,08-0,16 Ом/км.

 

7 Лекция №7. Короткие замыкания в электроустановках

 

Содержание лекции: определение сопротивлений схем замещения и преобразование схем к расчетному виду.

 

Цель лекции: изучение методов преобразования схем замещения и определение токов при различных условиях.

 

7.1 Схема замещения и особенности преобразования

 

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

При расчетах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Если расчет выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. За базовую мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВА. За базовое напряжение - соответствующее среднее напряжение.

Каждому сопротивлению в схеме замещения присваивается определенный номер, который сохраняется за ним до конца расчета. После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. При этом используются правила параллельного и последовательного сложения сопротивлений и преобразование звезды в треугольник и обратно.

В процессе преобразования схемы замещения часто возникает задача разделения, так называемых, связанных цепей, когда токи от нескольких источников проходят через общее сопротивление х₄. Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показанному на рисунке 7.1 г.

 

 

Рисунок 7.1 - Разделение связанных цепей

 

Определяют результирующее сопротивление схемы

 

,

(7.1)

 

где х_эк – эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы

 

(7.2)

 

Относительное значение периодической составляющей тока в месте повреждения принимают за единицу () и находят коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника.

На основании закона Кирхгофа можно записать

 

I_п*I+I_п*II+I_п*III=I_п=1, а также   и т.д.

 

Отсюда коэффициенты распределения по ветвям

 

  и т.д.

 

Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия

 

   и т.д.

 

Параметры схем замещения для установок ниже 1 кВ удобно представлять в именованных единицах и определяются они с учетом активного сопротивления.

Примером сложных схем замещения могут служить случаи КЗ, приведенные на рисунках 7.2-7.3. Преобразование таких схем осуществляется либо совмещением, как это показано на рисунке 7.2 а, б, либо последовательным преобразованием треугольника в звезду и наоборот, как это показано на рисунке 7.3. Дальнейшие преобразования схемы производятся по обычным правилам.

 

Рисунок 7.2 - Короткое замыкание в симметричной сложной схеме

 

 

 

Рисунок 7.3 - Преобразование сложной схемы по методу треугольник – звезда

 

7.2 Выбор выключателей и разъединителей

 

Выключатели выбирают по номинальному напряжению U_н, длительному номинальному току I_дл.н, отключающей способности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость. Проверка на электродинамическую устойчивость производится путем определения I^'' и i_y и сравнением этих значений с величиной сквозного симметричного тока I_пр.c и предельного ассиметричного тока, равного ∙ по условиям  .

Условия проверки на термическую устойчивость

 

(7.3)

 

где— номинальный ток термической устойчивости, в течение номинального времени термической устойчивости .

Кроме того, выключатели проверяются по отключающей способности, которую характеризуют номинальный симметричный ток отключения  (дается в каталогах) и номинальное относительное содержание апериодической составляющей.

Разъединители выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению и проверяются на термическую и динамическую устойчивость по условиям, путем сравнения каталожных и расчетных данных. Расчетные величины те же, что и для выключателей.

 

7.3 Выбор шин РУ и силовых кабелей

 

Токоведущие части выбираются по наибольшему току нормального режима I_норм., по наибольшему току режима плановых профилактических и капитальных ремонтов I_рем,max., и по наибольшему току послеаварийного режима I_пав,max. Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда имеет место наибольший ток I_max.

При выборе жестких шин на токи до 3000 А принимаются одно - и двухполосные шины. При больших токах шины коробчатого сечения. Выбор сечения ошиновки производится по экономической плотности тока. Найденное сечение округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения, если оно не отличается от экономического значения больше, чем на 15%. Выбранные по экономической плотности тока шины проверяются по допустимому току из условий нагрева, на термическую стойкость при воздействии т.к.з. и на динамическую стойкость при к.з.

Проверка по допустимому току заключается в проверке соотношения , где  - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя и на температуру охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах.

Проверка шин на термическую прочность заключается в выполнении соотношения , где  - температура шин при нагреве током к.з. и  - допустимая температура нагрева шин при к.з.

Для проверки на электродинамическую стойкость необходимо произвести механический расчет.

В случае применения двухполосных шин возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для уменьшения усилия в пролете между полосами устанавливаются прокладки.

Выбор опорных изоляторов производится по номинальному напряжению U_уст≤U_ном и по допускаемой нагрузке F_расч≤F_доп. При этом F_доп=0,6F_разр. Проходные изоляторы выбираются по напряжению U_уст≤U_ном, по номинальному току I_max≤I_ном и по допустимой нагрузке F_расч≤ F_доп.

Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по экономической плотности тока, по длительно допустимому току и проверяются по термическому действию тока к.з. Для гибких шин напряжением 35 кВ и выше производится проверка на коронирование.

Кабели выбираются по конструкции и напряжению установки; по экономической плотности тока; по допустимому току. Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость, определяя минимальное сечение по условиям термической устойчивости.

Для соединения выводов мощных турбогенераторов с повышающими силовыми трансформаторами в настоящее время применяются комплектные экранированные токопроводы (КЭТ). Токопроводы выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая устойчивость закрытых токопроводов характеризуется максимальным током электродинамической устойчивости i_макс, который должен быть больше ударного тока к. з.

 

8 Лекция №8. Измерения на электрических станциях и подстанциях

 

Содержание лекции: измерения на электрических станциях и подстанциях.

 

Цель лекции: изучение методики выбора измерительных приборов и измерительных трансформаторов.

 

8.1 Выбор объема и места установки измерительных приборов и измерительных трансформаторов

 

Объем измерительных приборов и место их установки (БЩУ, ГЩУ, ЦЩУ) различны в зависимости от  характера объекта и способа управления.

Рекомендованный перечень  измерительных приборов приводится в справочниках, учебных пособиях так, как это показано в таблице 8.1.

 

Т а б л и ц а 8.1 – Объем и места установки измерительных приборов в цепях генератора

Турбогенераторы

Статор                     Ротор

Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и ре­активной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр (на генераторах 60 МВт и более) Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр (на генераторах 60 МВт и более)

1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ); 2. На генераторах до 12 МВт в цепи статора устанавливается один амперметр; 3. На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения; 4. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ватт­метр и варметр; 5. На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.

 

Рисунок 8.1 - Измерительные приборы в основных цепях ТЭЦ

Если объект измерения находится далеко от щита управления (сотни и тысячи метров), то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов тока будет настолько большим, что погрешность измерения становится недопустимой. В этом случае используются измерительные преобразователи тока, активной и реактивной мощности, которые дают на выходе постоянный ток, линейно зависящий от измеряемого параметра. Применение ИП позволяет уменьшить нагрузку ТТ и ТН, уменьшить сечение контрольных кабелей, обеспечить ввод информации в ЭВМ, то есть позволяет реализовать систему  телеизмерений и телеуправления.

 

8.2 Выбор измерительных трансформаторов

 

Трансформаторы тока выбирают по напряжению установки U_уст≤U_ном, по токуI_норм≤I_1ном; I_макс≤I_1ном, по конструкции и классу точности и по электродинамической стойкости:  i_y≤i_дин. В приведенных выражениях обозначено: i_y — ударный ток КЗ по расчету; k_зд — кратность электродинамической стойкости по каталогу; I_1ном — номинальный первичный ток трансформатора тока; i_дин — ток электродинамической стойкости.

Проверка по термической стойкости сводится к выполнению соотношения

 

,

(8.1)

 

где B_k - тепловой импульс по расчету;

k_T - кратность термической стойкости по каталогу;

t_тер - время термической стойкости по каталогу;

I²_тер - ток термической стойкости по каталогу.

Проверка по классу точности осуществляется путем соответствия допустимой и фактической вторичной нагрузки трансформаторов

 

,

(8.2)

 

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

r_2ном - сопротивление цепи вторичной нагрузки, состоящее из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.

Сопротивление приборов определяется по выражению

 

,

(8.3)

 

где S_приб - мощность, потребляемая приборами;

I₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

Сопротивление соединительных проводов  и зависит от их длины и сечения. Зная r_пров, можно определить их сечение

 

,

(8.4)

 

Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами (ρ=0,0175). В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (ρ=0,0283).

Расчетная длина l_расч зависит от схемы соединения трансформаторов тока и длины соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец). Для разных присоединений приблизительно можно принять:

 

Цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям	40–60 м;
Цепи генераторного напряжения блочных ЭС	20–40 м;
Линии 6-10 кВ к потребителям	4–6 м;
Цепи РУ: 35 кВ - 60–75 м; 110 кВ - 75–100 м; 220 кВ - 100–150 м; 500кВ - 150–200 м.

 

Для подстанций указанные длины снижают на 15-20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные кон­трольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэти­леновой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или спе­циальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению установки U_уст≤U_ном; по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке S₂≤S_ном.

При расчете номинальной мощности в выбранном классе точности для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора. Вторичная нагрузка S₂ включает в себя все измерительные приборы и реле, присоединенные к трансформатору напряжения.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фа­зам, тогда

 

,

(8.5)

 

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбран­ном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при номинальной нагрузке.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

 

9 Лекция №9. Схемы распределительных устройств

 

Содержание лекции: классификация схем и схемы с одной системой сборных шин.

 

Цель лекции: изучение схем РУ с одной системой сборных шин.

 

9.1 Состав оборудования и классификация схем РУ

 

В состав однолинейной схемы входят все присоединения с выключателями, разъединителями и измерительными трансформаторами, сборные шины, токоограничивающие реакторы и устройства защиты от перенапряжений.

Все присоединения образуют ячейки, которые соответствующим образом располагаются на территории подстанции, определяя место подключения к сборным шинам. Сборные шины с присоединениями и образуют РУ соответствующего напряжения.

В зависимости от напряжения электроустановки, количества присоединений, необходимости обеспечения надежности электроснабжения и гибкости, удобства ремонта и обслуживания применяются различные схемы РУ: с одной системой сборных шин, одной рабочей и обходной системой сборных шин, с двумя системами сборных шин, с двумя рабочими и одной обходной системами сборных шин, кольцевые схемы и др.

Схемы РУ можно классифицировать и по количеству выключателей на одно присоединение: с двумя выключателями на присоединение; с одним выключателем на присоединение; дробные схемы (с тремя выключателями на два присоединения, с тремя выключателями на четыре присоединения) и т.д.

 

9.2 Схемы с одной системой сборных шин

 

Наиболее простой является схема с одной несекционированной системой сборных шин, как это показано на рисунке 9.1 а. Схема проста и наглядна. На каждую цепь приходится один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ.

Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять напряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Короткое замыкание на сборных шинах (точка К2) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекра­щение электроснабжения потребителей.

 

 

Рисунок 9.1- Схемы с одной системой сборных шин, не секционированных (а) и секционированных (б)

 

Секционирование выключателем сохраняет достоинства схем с одиночной системой шин, а авария на сборных шинах приводит к от­ключению только одного источника и половины потребителей.

Схема с одной системой сборных шин широко применяется для под­станций на напряжении 6–10 кВ и для питания собственных нужд станций, где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению КРУ.

На генераторном напряжении электростанций, отдающих большую часть электроэнергии близко расположенным потребителям, возможно применение схемы с одной системой шин, соединенной в кольцо, как это показано на рисунке 9.2.

При нормальной работе все секционные выключатели включены и генераторы работают параллельно. При КЗ на одной секции отключаются генератор данной секции и два секционных выключателя, однако, параллельная работа других генераторов не нарушается.

При отключении одного генератора потребители данной секции получают питание с двух сторон, что создает меньшую разницу напряжений на секциях и позволяет выбирать секционные реакторы на меньший ток, чем в схеме с незамкнутой системой шин.

 

 

Рисунок 9.2- Схема с одной системой сборных шин, соединенных в кольцо

 

Рассмотренная схема рекомендуется для ТЭЦ с генераторами до 63 МВт включительно, если потребители питаются по резервируемым линиям, а число присоединений к секции не превышает шести – восьми.

 

9.3 Схема с двумя системами сборных шин

 

Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин, как это показано на рисунке 9.3.

 

Рисунок 9.3 – Схема с двумя системами сборных шин

 

Рабочая система шин секционирована выключателем QB. Вторая система шин А2 является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA1 и QA2, которые в нормальном режиме отключены.

Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением, и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется работой с фиксированным присоединением цепей.

Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Недостатки - большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложная конструкция РУ. Недостатком является и использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что может привести к возможности ошибочного отключения тока нагрузки.

 

9.4 Упрощенные схемы РУ

 

Упрощенные схемы с наименьшим количеством выключателей или вообще без них получили наибольшее распространение на подстанциях. Прежде всего это блочные схемы в которых элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками.

В блоках трансформатор – линия на подстанциях со стороны высокого напряжения можно использовать как выключатели, так и отделители QR и короткозамыкатели QN, как это показано на рисунке 9.4 а, б. Основным достоинством схемы является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформаторных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.

 

 

а) блок трансформатор-линия с выключателем; б) блок трансформатор – линия с отделителем; в) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой; г) мостик с выключателями.

Рисунок 9.4 – Упрощенные схемы РУ со стороны ВН

 

На двухтрансформаторных подстанциях 35–220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор – линия, приведенная на рисунке 9.4 в, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS3, QS4. На стороне ВН возможно применение схемы мостика, приведенной на рисунке 9.4 г.

 

10 Лекция №10. Схемы распределительных устройств

 

Содержание лекции: схемы распределительных устройств.

 

Цель лекции: изучение кольцевых схем РУ, схем с обходной системой сборных шин и дробных схем.

 

10.1 Кольцевые схемы

 

В кольцевых схемах (схемах многоугольников) выключатели соеди­няются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент – линия, трансфор­матор – присоединяется между двумя соседними выключателями, как это показано на рисунке 10.1.

В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путем его отключения не нарушает работу присоединенных элементов и не требует никаких переключений в схеме.

Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника.

Схема четырехугольника (квадрата) экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов.

Достоинством всех кольцевых схем является использование разъедини­телей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико.

Широкое применение получила схема шестиугольника, обладающая всеми особенностями разобранных выше схем

 

 

а) треугольник; б) четырехугольник; в) шестиугольник

Рисунок 10.1 – Кольцевые схемы

 

10.2 Схемы с одной рабочей и обходной системами шин

 

В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители QSO, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены, как это показано на рисунке 10.2. В схеме предусматривается обходной выключатель QO, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель QO может заменить любой другой выключатель без нарушения электроснабжения по линии, хотя они связаны с большим количеством переключений.

С целью экономии функции обходного и секционного выключателей могут быть совмещены.

 

.

 

а) с совмещенным обходным и секционным выключателем и отделителями в цепях трансформаторов; б) режим замены линейного выключателя обходным; в) с обходным и секционным выключателями.

Рисунок 10.2 – Схема с одной рабочей и обходной системами сборных шин

 

Схема по рисунку 10.2 а рекомендуется для ВН подстанций (110 кВ) при числе присоединений (линий и трансформаторов) до шести включительно, когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития. Если в перспективе ожидается расширение РУ, то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для напряжений 110 и 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций.

При большем числе присоединений (7–15) рекомендуется схема с от­дельными обходным QO и секционным QB выключателями, приведенная на рисунке 10.2 в.

На электростанциях возможно применение схемы с одной секциониро­ванной системой шин по рисунку 10.2 в, но с отдельными обходными выклю­чателями на каждую секцию.

 

10.3 Схема с двумя рабочими и обходной системами сборных шин

 

Схема, приведенная на рисунке 10.3, дает возможность проведения ревизий любой системы шин и любого выключателя без перерыва работы присоединений, а также позволяет группировать эти присоединения произвольным образом.

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1, W3, W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1, линии W2, W4, W6 и трансформатор Т2 присоединены ко второй системе шин А2, шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110-220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15, а также на электростанциях - при числе присоединений до12.

 

 

а) основная схема; б), в) варианты схемы.

Рисунок 10.3 - Схемы с двумя рабочими и обходной системами шин

 

10.4 Схема с двумя выключателями на присоединение

 

Схема с двумя выключателями на цепь представляет собой разновидность схемы с двумя системами шин и приведена на рисунке 10.4. Повышение надежности и ремонтопригодность в ней достигается установкой последовательно с каждым разъединителем развилки выключателей.

Достоинства такой схемы заключаются в легкости проведения ремонтов любой системы шин и в возможности вывода выключателей в ремонт без операций разъединителями под током. Повреждение шин не приводит здесь к погашению присоединений.

Рисунок 10.4 - Cxeмa с двумя выключателями на цепь

Главным недостатком схемы является высокая стоимость.

 

10.5 Полуторная и другие схемы

 

Полуторная схема, приведенная на рисунке 10.5 а, обеспечивает ревизию любого выключателя или системы шин без нарушения работы присоединений и с минимальным количеством операций при выводе этих элементов в ремонт. При этом разъединители выполняют только обеспечение видимого разрыва. Полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами и маневренность схемы многоугольника. К недостаткам полуторной схемы относят усложнение релейной защиты присоединений и необходимость выбора выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи.

Схема 4/3, приведенная на рисунке 10.5 б сходна с полуторной, но более экономична, так как в ней приходится не на 1/2 выключателя на цепь больше, чем в схеме с двойной системой шин, а только на 1/3.

 

Рисунок 10.5 - Схемы: а - полуторная; б - 4/3

 

11 Лекция №11. Собственные нужды электростанций и подстанций

Содержание лекции: потребители собственных нужд, типы электроприводов и системы электроснабжения.

 

Цель лекции: изучение особенностей работы потребителей собственных нужд и их систем электроснабжения.

 

11.1 Потребители и рабочие машины с.н.

 

На ТЭС к с.н. относятся: механизмы топливоподачи; топливоприготовления; тягодутьевые механизмы; механизмы турбинного отделения; химводоочистка; механизмы систем смазки и охлаждения генераторов; механизмы газового и масляного хозяйств; вентиляторы обдува трансформаторов; системы подогрева масла и ряд других. Некоторое количество электроэнергии расходуется для отопления, подогрева и освещения.

Потребители системы с.н. электростанций отнесены к 1-й категории. Особо выделяется группа электроприемников, перерыв питания которых связан с опасностью для жизни персонала или с повреждением основного силового оборудования. Для этой группы потребителей требуется не менее трех независимых источников питания - рабочего и двух резервных.

Для особо ответственных потребителей, предусматривают независимые источники энергии - автономные агрегаты в виде дизеля или газовой турбины и синхронного генератора, вспомогательные генераторы, аккумуляторные батареи со статическими преобразователями.

Наибольшее применение в системе с.н. электростанций получили лопастные насосы и вентиляторы. Лопастные машины передают энергию от двигателя к перемещаемой жидкости (газу) с помощью рабочего колеса с лопастями и делятся на центробежные и осевые, эксплуатационные качества которых определяются зависимостями напора H, мощности на валу P и полного КПД η от подачи (производительности) Q.

В системе с.н. ТЭС, работающих на пылеугольном топливе, имеется группа рабочих машин для приготовления и транспорта топлива (дробилки, мельницы, питатели, краны, конвейеры, транспортеры, шнеки и др.), которые имеют не зависящую от частоты вращения механическую характеристику.

Для регулирования производительности машин центробежного типа применяют: дроссельное регулирование, т.е. регулирование задвижкой; регулирование изменением частоты вращения; регулирование с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата); комбинированное регулирование. Дроссельное регулирование машин центробежного типа неэкономично. Однако благодаря простоте оно получило широкое применение.

Для машин осевого типа регулирование осуществляют: изменением частоты вращения; поворотом лопастей рабочего колеса; с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата). Осевые машины, имеющие устройство для поворота лопастей на ходу, конструктивно достаточно сложны и сравнительно дороги.

Регулирование частоты вращения может быть осуществлено или с помощью электродвигателей, способных изменять частоту вращения, или с помощью гидромуфт, электромагнитных муфт скольжения и т.д. Применение гидромуфт целесообразно только при больших мощностях рабочих машин, высоких частотах вращения и неглубоком регулировании производительности, так как стоимость гидромуфт высока, а их КПД уменьшается с уменьшением частоты вращения рабочей машины.

Для комбинированного регулирования используют двухскоростные асинхронные двигатели, позволяющие производить ступенчатое ре­гулирование частоты вращения, а плавное регулирование в относительно небольших пределах производят задвижкой или направляющим аппаратом.

 

11.2 Электропривод рабочих машин и самозапуск электродвигателей

 

Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором (АД) получили наибольшее применение. Используются одно- и двухскоростные АД. Основным недостатком является отсутствие возможности плавного регулирования частоты вращения, однако в большинстве случаев этого и не требуется. Синхронные электродвигатели (СД) так же не имеют возможности регулировать частоту вращения без применения промежуточных устройств, но они имеют более высокий к.п.д., способность вырабатывать реактивную мощность, изготавливаются на большую мощность и применяются для питания мощных тихоходных шаровых мельниц.

При к.з. в системе с.н. и автоматическом переводе питания двигателей с рабочего трансформатора на резервный возможны глубокие снижения и даже кратковременное исчезновение напряжения. При этом момент двигателей становится меньше момента сопротивления механизмов, возникает торможение двигателей, а иногда и полная их остановка. После восстановления нормальных условий питания начинается процесс восстановления частоты вращения. Процесс подъема частоты вращения частично затормозившихся или полностью остановившихся двигателей после восстановления их рабочего или резервного питания до исходной рабочей частоты вращения без вмешательства эксплуатационного персонала называют самозапуском. Уравнение самозапуска можно представить в виде

 

,

(11.1)

 

Таким образом самозапуск (т.е. >0) возможен при условии, что в процессе самозапуска M_ИЗБ положителен

 

>0

(11.2)

 

Успешность самозапуска зависит от правильно выбранного соотношения между моментами двигателя и механизма и от уровня напряжения на зажимах двигателя.

 

 

 

 

11.3 Электроснабжение установок собственных нужд ТЭЦ и КЭС

 

Схемы электроснабжения с. н. имеют резервирование, обеспечивающее бесперебойное питание путем автоматического включения резервного питания (АВР) так, как это показано на рисунке 11.1.

 

 

Рисунок 11.1 - Принципиальная схема питания с.н. ТЭЦ от шин генера­торного напряжения (неявно выраженное резервирование)

 

Резервирование питания может быть и явно выраженным. В этом случае предусматривается один резервный трансформатор собственных нужд РТСН.

 

Рисунок 11.2 - Варианты схем питания с.н. 6 кВ КЭС

 

На КЭС блочного типа питание рабочих и резервных трансформаторов с.н. может осуществляться двумя способами, согласно рисунка 11.2.

Для замены рабочих трансформаторов с. н. предусматриваются один или несколько не присоединенных к сети резервных трансформатора.

Выбор мощности рабочего трансформатора с. н. блока основывается на подсчете действительной нагрузки секций с. н. (блочной и общестанционной, подключенной к шинам с.н. блока).

Потребная мощность трансформатора с.н. с низшим напряжением 6 кВ

 

,

(11.3)

 

где ∑P_ДВб - сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально неработающие;

∑S_T0,4 - сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально неработающие.

 

11.4 Особенности структуры систем с.н. атомных станций, гидростанций и подстанций

 

На АЭС в отношении надежности электроснабжения потребители с.н. разделяются на три группы: I - особо ответственные потребители, не допускающие перерывов питания; II - особо ответственные потребители, допускающие перерыв питания на время 1-3 мин; III - потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения.

Наиболее ответственными рабочими машинами на ГЭС являются насосы системы регулирования и смазки гидротурбин, насосы технического водоснабжения, насосы и вентиляторы системы охлаждения генераторов и трансформаторов и др, которые не требуют регулирования производи­тельности. Для привода их применяют асинхронные электродвигатели с к.з. ротором, которые присоединяются к сети 380/220 В. В качестве независимых источников энергии предусматривают аккумуляторные батареи.

Для электроснабжения приемников общего назначения и местной нагрузки предусматриваются два трансформатора с вторичным напряжением 6-10кВ, мощность которых выбирают достаточной для нагрузки.

Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы с.н. подстанций являются системы управления, телемеханики и связи, элект­роснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии - аккумуляторной батареи.

 

12 Лекция №12. Заземляющие устройства в электроустановках

 

Содержание лекции: заземляющие устройства и их особенности.

 

Цель лекции: изучение особенностей заземляющих устройств и их расчет.

 

12.1 Назначение заземляющих устройств и растекание тока в земле

 

По назначению различают: грозозащитное заземление - для защиты сооружений, электрооборудования от прямых ударов молнии (молниеотводы) и для заземления опор, разрядников и др.; рабочее заземление - для обеспечения нормальной работы электроустановки (заземление нейтралей силовых трансформаторов в сетях 110 кВ и выше); защитное заземление - для создания безопасных условий обслуживания электроустановки.

Если при повреждении проходного изолятора трансформатора на стороне 110 кВ (сеть с эффективным заземлением нейтрали) произошло однофазное к.з. на землю через кожух трансформатора, заземляющий проводник и вертикальный стержневой заземлитель, как это показано на рисунке 12.1, то ток к.з. будет проходить с поврежденной фазы на кожух трансформатора и через заземлитель в землю. По мере удаления от заземлителя объем земли увеличивается, а плотность тока соответственно уменьшается. Вблизи трубы потенциал имеет большие значения и падает очень резко, а далее - меньшие и снижается постепенно. На расстоянии 15-20 м от трубы потенциал всех точек земли практически равен нулю. Эти точки нулевого потенциала обычно называют «землей» в электротехническом смысле. Разность потенциалов между заземленной частью электроустановки и «землей» при прохождении тока через заземлитель называют напряжением относительно земли.

Сопротивление заземляющего устройства состоит из сопротивления заземляющих проводов (от заземленного аппарата, до заземлителя); сопротивления металлических частей заземлителя; переходного сопротивления между заземлителем и грунтом; сопротивления, которое оказывает грунт прохождению тока (сопротивление растеканию).

При токе промышленной частоты первые три слагаемых сопротивления пренебрежимо малы и сопротивление заземлителя существенно зависит от удельного сопротивления грунта ρ, которое определяется его составом, плотностью, влажностью и температурой и может изменяться в очень широких пределах (от 20 Ом для торфа и до 400 Ом и более для песка). При нарушениях фазной изоляции в сети с эффективным заземлением нейтрали на поверхности земли возникают потенциалы и обслуживающий персонал может оказаться под высоким напряжением - напряжением прикосновения или шаговым напряжением, как это показано на рисунке 12.1.

 

 

Напряжение прикосновения U_прин=φ_max-φ₂; шаговое напряжение U_шаг=φ₁-φ₂; напряжение относительно земли U₃=φ_max-φ₀ (φ₀=0).

Рисунок 12.1 - Растекание тока в земле и распределение потенциала при вертикальном одиночном трубчатом заземлителе

 

Для уменьшения величин U_прин и U_шаг при проектировании и выполнении заземляющих устройств стремятся к возможно более равномерному распределению потенциала на площади РУ. Это достигается соответствующим размещением на площади электроустановки электродов (труб, уголков, полос) заземлителя в виде замкнутого контура (сетки), охватывающего всю площадь электроустановки, как это показано на рисунке 12.2.

При сооружении заземляющих устройств в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. При невозможности обеспечить достаточное сопротивление заземления при помощи естественных заземлителей сооружают искусственные заземлители, которые обычно выполняют из вертикально забитых в грунт стальных труб или уголковой стали длиной 2-3 м на расстоянии 3-6 м друг от друга. Трубы применяют с внешним диаметром 48 или 60 мм, а уголковую сталь - с размерами 50x50 или 60х60 мм. Трубы и уголки забивают в грунт так, чтобы их верхний конец находился примерно на 0,7 м ниже уровня земли. Правила устройства электроустановок регламентируют следующие значения сопротивлений заземляющих устройств: в установках с эффективным заземлением нейтрали, т.е. с токами замыкания на землю более 500 А, R≤0,5 Ом; в установках выше 1000 В с незаземленной нейтралью , где  - емкостный ток замыкания на землю всей сети данного напряжения; в установках с незаземленной нейтралью без аппаратов, компенсирующих емкостный ток, если заземляющее устройство используется для электроустановок до 1000 В, .

В электроустановках до 1000 В сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом (для установок с суммарной мощностью генераторов и трансформаторов не более 100 кВА допускается 10 Ом). В установках с несколькими РУ различных напряжений, например, на станции или подстанции, выполняют одно общее заземляющее устройство.

 

 

Рисунок 12.2 - Распределение потенциала по поверхности земли заземляющего устройства подстанции

 

Сопротивление общего заземляющего устройства должно удовлет­ворять требованиям той установки, для которой требуется наименьшее сопротивление.

 

12.2 Расчет заземляющих устройств в установках с незаземленной или резонансно-заземленной нейтралью

 

1. Определяют расчетный ток I₃ и R₃

2. Определяют сопротивление естественных заземлителей R_e

Сопротивление естественных заземлителей определяют путем замера в конкретной установке. Если R_е>R₃, то необходимо сооружение искусственных заземлителей, сопротивление которых должно быть равно:

 

 

3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта: ρ_расч=k_cρ, с учетом удельного сопротивления грунта ρ при нормальной влажности и коэффициенте сезонности k_с, учитывающего промерзание и просыхание грунта.

4. Определяют предварительно конфигурацию заземлителя. Расстояние между вертикальными заземлителями принимается не менее их длины. По плану заземляющего устройства определяется предварительно длина горизонтальных заземлителей.

5. Определяют сопротивление горизонтальных заземлителей (соедини­тельной полосы контура), Ом

 

(12.1)

 

где l - длина полосы, м; b - ширина полосы, м; t- глубина заложения, м;

ρ_расч - расчетное сопротивление земли для горизонтальных заземлителей. С учетом коэффициента использования сопротивление полосы

,

где η_г - коэффициент использования.

6. Если R_г<R_иск, то вертикальных заземлителей не требуется

Если R_г>R_иск, то необходимы вертикальные заземлители сопротивлением .

7. Определяют сопротивление, Ом, одного вертикального заземлителя:

 

(12.2)

 

где ρ_расч - расчетное удельное сопротивление грунта, Ом∙м; l - длина стержня, м; d - диаметр стержня, м; t - глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя, м.

8. С учетом коэффициента использования вертикальных заземлителей η_в определяют количество вертикальных заземлителей .

 

12.3 Расчет заземляющих устройств в установках 110 кВ и выше с эффективно-заземленной нейтралью

 

Расчет по допустимому сопротивлению R_з≤0,5 Ом приводит к не­оправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации РУ 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения.

На тело человека фактически действует напряжение

 

,

(12.3)

 

где U_с=I_чR_с - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней человека в землю.

Если принять ступню за диск радиусом r=8 см, то

 

,

(12.4)

 

Ток, протекающий через человека будет равен, .

Опасность поражения зависит от тока и длительности его протекания через тело человека. Согласно принятым нормам допустимый ток определяется так:

 

Длительность воздействия, с	0,1; 0,2; 0,5; 0,7; 1,0
Допустимый ток, мА	500; 250; 100; 75; 65

 

Тогда допустимое напряжение прикосновения U_пр≤I_чR_ч+U_c. Подставляя значения U_c и R_c, получаем U_пр≤I_чR_ч +1,5I_чρ_в,с.

 

13 Лекция №13. Источники оперативного тока

 

Содержание лекции: источники оперативного тока на станциях и подстанциях.

 

Цель лекции: изучение типов источников оперативного тока и их выбор.

 

13.1 Установки постоянного тока

 

На ЭС и ПС устанавливаются аккумуляторные батареи для питания цепей управления, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также для электроснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд. Все эти потребители подразделяются на три группы, постоянно, временно и кратковременно включенные.

Основным источником постоянного тока являются свинцово-кислотные аккумуляторы СК, которые имеют большой срок службы и устойчивы в работе. Аккумуляторы типа СК выпускаются в 46 типовых исполнениях от СК-1 до СК-148.

 

Аккумуляторы СК-1 имеют следующие характеристики:

Режим разряда, ч	10	7,5	5	3	2	1
Разрядный ток, А	3,6	4,5	6	9	11	18,5
Номинальная емкость, А∙ч	36	33	30	27	22	18,5

 

На подстанциях получили распространение и аккумуляторы типа СН, которые имеют меньшие размеры и лучшие разрядные характеристики . Достоинством аккумуляторов типа СН является также значительно меньшее выделение паров серной кислоты в процессе работы.

На ЭС и ПС аккумуляторные батареи работают в режиме постоянного подзаряда. Постоянный подзаряд аккумуляторной батареи производится небольшим током (ток для батарей типа СК-0,03N), достаточным для компенсации саморазряда. Саморазрядом называется постоянная потеря химической энергии, запасенной в аккумуляторе, вследствие побочных ре­акций на пластинах. В качестве подзарядных устройств применяются статические преобразователи с кремниевыми вентилями (выпрямительные устройства).

Аккумуляторные батареи имеют устройство для регулирования числа элементов называемое элементным коммутатором 2, как это показано на рисунке 13.1. Переключения осуществляются щетками 3 и 4, скользящими по пластинам, к которым присоединяются отдельные элементы батареи.

Для регулирования напряжения на шинах служит разрядная щетка 4, которая перемещается небольшим электродвигателем, управляемым устройством регулирования напряжения (АРН). Во время заряда батареи используется зарядная щетка 3. В схеме предусмотрены выпрямительное устройство 5 для подзаряда и двигатель-генератор 1 для заряда батареи. Недостатком рассмотренной схемы является инерционность.

 

I – цепи управления и сигнализации; II – аварийное освещение электродвигателей; III - электромагниты включения. Рисунок 13.1 - Схема аккумуляторной батареи с элементным коммутатором в режиме постоянного подзаряда

Более современный метод поддержания напряжения - применение тиристорных зарядно-подзарядных выпрямительных агрегатов с отказом от элементных коммутаторов. При этом батарея разделена на части, которые находятся в различных условиях в режиме разряда, заряда и нормальной работы.

На тепловых электростанциях с поперечными связями в тепловой ча­сти (ТЭЦ) мощностью до 200 МВт устанавливается одна аккумуляторная батарея, а при мощности более 200 МВт — две аккумуляторные батареи одинаковой емкости. На блочных ТЭС на каждом БЩУ устанавливается одна батарея, для энергоблоков 300 МВт и выше — одна батарея на каждый энергоблок. На АЭС аккумуляторные батареи являются аварийными источниками питания систем безопасности, СУЗ, аварийного освещения, а также источником оперативного тока для устройств управления, автоматики, сигнализации и релейной защиты.

На подстанциях 110-330 кВ с постоянным оперативным током уста­навливается одна аккумуляторная батарея 220 В, на подстанциях 500-750 кВ — две батареи 220 В без элементного коммутатора, работающие в режиме постоянного подзаряда. На ГЭС мощностью да 1000 МВт устанавливается одна, а при мощности более 1000 МВт — две аккумуляторные батареи в главном корпусе и при удаленном размещении ОРУ устанавливаются батареи в зоне ОРУ.

 

 

13.2 Расчет аккумуляторных батарей и выбор подзарядного н зарядного агрегатов

 

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда

 

,

(13.1)

 

где n₀ — число основных элементов в батарее;

U_Ш— напряжение на шинах;

U_ПЗ - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

Если принять U_Ш=230 В, то

 

,

(13.2)

 

В режиме заряда при напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется  элементов.

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В)  элементов,

где n - общее число элементов батареи.

К элементному коммутатору присоединяется n=n_min=125-85=40 элементов.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле

 

,

(13.3)

 

где I_ав - нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А;

1,05 - коэффициент запаса;

j - допустимая нагрузка аварийного разряда, A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов, в зависимости от температуры электролита.

Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера. Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току

 

,

(13.4)

 

где 46 - коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку;

I_т,max =I_ав+I_пр;

I_пр - ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Ток подзаряда должен быть 0,037N, А, но, учитывая возможные продолжи­тельные разряды, этот ток принимают равным 0,15N, тогда

 

,

(13.5)

 

где I_п - ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства 2,2n₀, тогда мощность его

 

,

(13.6)

 

В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительные устройства типа ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 380-260 В и ток 40-80 А.

Подзаряд добавочных элементов, если он предусмотрен схемой, осу­ществляется током I_пз,доб=0,05N при напряжении 2,2n_доб, где n_доб=n-108.

 

13.3 Источники переменного и выпрямленного оперативного тока

 

Источниками питания переменным оперативным током являются трансформаторы тока и напряжения и трансформаторы с. н. Для обеспечения надежности в схемах питания оперативным переменным током выполняется резервирование.

Для получения выпрямленного напряжения (тока) применяют: силовые выпрямители для питания электромагнитов включения приводов выключателей; зарядные устройства, запасенная энергия которых служит для питания различных аппаратов даже при исчезновении напряжения на объекте; блоки питания, включаемые на трансформаторы тока, напряжения и с. н., для питания вторичных цепей.

 

 Список литературы

 

1. Электрические сети и станции /Под редакцией Л.Н. Баптиданова/. - М.,Л.: ГЭИ, 1963.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций:  Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

5. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд. - М.: Минэнерго СССР, 1981.

6. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

7. Электрическая часть станций и подстанций /Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. - 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

8. Хожин Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. – Алматы: АИЭС, 1996.

9. Соколов С.Е.,. Кузембаева Р.М., Хожин Г.Х. Электрические станции и подстанции: Учебное пособие. - Алматы: 2006.

10. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

11. Электротехнический справочник /Под общ. ред. профессоров

МЭИ.-М.: Издательство МЭИ, 2—2. Т 3.

12. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учебное пособие / Под ред. И.П Крючкова., В.А.Старшинова.- М.: Академия, 2005.

 

Содержание

1 Лекция №1. Режимы работы нейтрали в электроустановках                3

2 Лекция №2. Трехфазные сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями            9

3 Лекция №3. Возбуждение синхронных генераторов                            13

4 Лекция №4. Автоматическое гашение поля и АРВ                              17

5 Лекция №5. Режимы работы автотрансформатров                               22

6 Лекция №6. Короткие замыкания в электроустановках                       27

7 Лекция №7. Короткие замыкания в электроустановках                       31

8 Лекция №8. Измерения на электрических станциях и подстанциях   35

9 Лекция №9. Схемы распределительных устройств                              39

10 Лекция №10. Схемы распределительных устройств                          43

11 Лекция №11. Собственные нужды электростанций и подстанций   47

12 Лекция №12. Заземляющие устройства в электроустановках          51

13 Лекция №13. Источники оперативного тока                                       56

Список литературы                                                                                     61