Шевченко Михаил Васильевич. Эст

1. Основные сведения об электроустановках: понятия об электростанциях, подстанциях, энергосистеме

2. Типы электростанций и их особенности.

3. Графики нагрузок электростанций. Распределение нагрузки в системе между электростанциями разного типа. Основные величины, характеризующие графики нагрузок

4. Какие преимущества дает объединение электростанций в электрическую систему

5. Измерительные трансформаторы тока. Назначение, конструкция, классы точности. Условия выбора

6. Измерительные трансформаторы напряжения. Назначение, конструкция, классы точности. Условия выбора

7. Синхронные генераторы, конструкция, системы охлаждения

8. Способы гашения магнитного поля генератора.

9. Системы возбуждения синхронных генераторов.

10. Расчет токов КЗ для выбора и проверки эл. аппаратов и токоведущих частей ( 0x01 graphic

)

11. Методы ограничения токов короткого замыкания.

12. Токоограничивающий реактор. Его параметры. Потери напряжения в реакторе. Векторная диаграмма.

13. Силовые трансформаторы. Основные параметры. Маркировка. Системы охлаждения.

14. Автотрансформаторы. Отличие от силового трансформатора. Какими мощностями характеризуется автотрансформатор. Режимы работы автотрансформаторов

15. Способы гашения дуги в отключающих аппаратах до 1000

16. Способы гашения дуги в отключающих аппаратах свыше 1000 В

17. Высоковольтные выключатели. Их назначение. Типы. Достоинства и недостатки

18. Разъединители. Их назначение. Типы.

19. Физические процессы, происходящие в высоковольтных выключателях при отключении индуктивной нагрузки (тока КЗ). Меры, принимаемые в высоковольтных выключателях для ограничения восстанавливающего напряжения (U_В)

20. Условия выбора высоковольтных выключателей, разъединителей

21. Охарактеризовать коммутац аппараты свыше 1000 В (разъединители, короткозам, отделители)

22. Шинные конструкции. Типы проводников, применяемых в основных электрических цепях. Условия их выбора

23. Действие токов КЗ. Что понимают под электродинамической и термической стойкостью проводников и аппаратов.

24. Типы распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ, КРУ). Требования, предъявляемые к ним.

25. Основные требования, предъявляемые к схемам электрических соединений. (Что понимают под главной, структурной, оперативной схемами).

26. Схемы электрических соединений, применяемые на напряжении 110-220 кВ, их преимущества и недостатки. Назначение обходной системы шин в схемах ОРУ 110- 220 кВ станций и подстанций.

27. Схемы электрических соединений, применяемые на напряжении 35 кВ (одна секционированная, две рабочих системы шин)

28. Схемы электрических соединений, применяемые на напряжении 330 кВ и выше при большом числе присоединений (3/2; 4/3), их преимущества и недостатки.

29. Схемы электрических соединений на генераторном напряжении ТЭЦ (ГРУ)

30. "Кольцевые" (многоугольников) схемы электрических соединений станций и подстанций , на какие напряжения, при каком числе присоединений применяются.

31. Схемы электрических соединений, применяемые на тупиковых и ответвительных подстанциях.

32. Схемы электрических соединений, применяемые на узловых подстанциях.

33. Схемы блоков, применяемые на КЭС (ГРЭС)

34. Охарактеризовать электрические сети с эффективно-заземленной нейтралью

35. Охарактеризовать сети с незаземленной (изолированной) нейтралью

36. Охарактеризовать электрические сети с резонансно-заземленной нейтралью

37. Собственные нужды электрических станций (потребители, источники питания рабочие и резервные)

38. Особенности питания собственных нужд КЭС

39. Особенности питания собственных нужд ТЭЦ

40. Вторичные цепи. Требования к схемам дистанционного управления выключателем

41. Систематические и аварийные перегрузки силовых трансформаторов. Правила перегрузок.

42. Cхема управления и сигнализации масляного выключателя с электромагнитным приводом.

43. Схема управления воздушным выключателем

1. Основные сведения об электроустановках: понятия об электростанциях, подстанциях, энергосистеме.

Электроустановка - установка, предназначенная для производства, распределения и потребления электроэнергии.

ОЭ - открытая электроустановка - т.е.установка с оборудованием на открытом воздухе

ЗЭ - закрытая электроустановка.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТУ) и др.

Важную роль выполняют электрические подстанции -- электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

Наибольшее распространение в энергосистеме имеют место трансформаторные ПС. Они преобразуют энергию напряжения одного вида в энергию другого вида.

Существуют преобразовательные ПС - выпрямительные и инверторные ПС.

Энергосистема - это совокупность электрических станций, электрич. тепловых сетей, потребителей эл. тепловой энергии, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения, преобразования и потребления электрич. тепловой энергии.

Электрическая система - это совокупность электрических станций, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения, преобразования и потребления электрической тепловой энергии.

Электрическая сеть - система проводов или кабелей для передачи электроэнергии от источников к потребителям.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разделяют все электроустановки на две категории: электроустановки напряжением до 1 кВ и электроустановки выше 1 кВ. Это разделение вызвано различием в типах и конструкциях аппаратов, а также различием в условиях безопасности, в требованиях, предъявляемых при сооружении и эксплуатации электроустановок разных напряжений.

При проектировании, сооружении и эксплуатации электроустановок используют схемы - чертежи, на которых в условных обозначениях показывают элементы установки в той последовательности и взаимосвязи, которая существует на практике или которая будет осуществлена при ее сооружении.

2. Типы электростанций и их особенности.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС - делятся на КЭС (ГРЭС) - конденсационные электрические станции и ТЭЦ - теплоэлектроцентрали), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТУ), дизельные электростанции, гелиоэлектростанции (солнечные), геотермальные, приливные ЭС, ветровые ЭС и др.

а) Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС)

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа -- государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

-- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

-- упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

-- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

-- сокращается объем строительных и монтажных работ;

-- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

-- обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность.

б) Теплофикационные электростанции -- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

в) Атомные электростанции (АЭС)

АЭС -- это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Один из основных элементов АЭС - реактор. Используют в основном ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора.

АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.

Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами. АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности.

Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего.

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.

г) Гидроэлектростанции (ГЭС)

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15% всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов.

На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины - нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в основном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (110 -- 500 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами.

Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Гидроаккумулирующие станции

Эти электростанции имеют как минимум два бассейна - верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними. В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины - в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.

Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций.

Воздействие ГЭС и ГАЭС на окружающую среду связано с сооружением плотин и водохранилищ. Это обстоятельство, кроме отчуждения больших площадей земли с их природными богатствами, сказывается на изменении ландшафта, уровня грунтовых вод, на переформировании берегов, увеличении испарения воды и т. д. При сооружении крупных водохранилищ ГЭС, кроме того, создаются условия для развития тектонической активности.

д) Газотурбинные электростанции

Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25 - 100 МВт. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2 мин, в связи с чем газотурбинные установки (ГТУ) отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах. Основная часть теплоты, получаемая в камере сгорания ГТУ, выбрасывается в атмосферу, поэтому общий КПД таких электростанций составляет 25 -- 30%.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину.

е) Нетрадиционные типы электростанций

Это в первую очередь электростанции с магнитогидродинамическими генераторами (МГД-генераторами). МГД-генераторы планируется сооружать в качестве надстройки к станции типа КЭС. Они используют тепловые потенциалы в 2500 - 3000 К, недоступные для обычных котлов.

Во многих передовых и технически развитых странах мира проводятся работы по овладению энергией термоядерного синтеза. Сущность термоядерной реакции, в которой может быть высвобождено колоссальное количество энергии, состоит в слиянии двух атомов (ионов) легких элементов (обычно ионов изотопов водорода - дейтерия и трития либо водорода и дейтерия). В результате образуется частица с массой, меньшей, чем суммарная масса исходных элементов, а высвобождающаяся энергия соответствует разности масс.

Создание термоядерной электростанции поднимает ряд серьезных теоретических и практических проблем, требующих проведения сложных исследований, и поэтому окончательное овладение термоядерным синтезом является делом, может быть, не столь отдаленного, но все же будущего. Как показывает опыт, это одна из самых трудных технологических задач, за которую когда-либо бралось человечество. Однако в случае успеха будет обеспечено практически безграничное количество энергии.

Наряду с поисками новых мощных источников энергии ведется разработка и строительство станций на возобновляемых энергоресурсах экологически "чистого" типа, воздействие которых на окружающую среду минимально. Это станции, использующие энергию солнца, ветра, приливов и т. д.

Энергию солнца можно использовать через фотоэлементы путем прямого получения электроэнергии, или путем использования теплового излучения солнца, сфокусированного зеркалами на парогенераторе, пар из которого вращает турбину с генератором.

Ветроэлектростанции (ВЭС) используются для сравнительно небольших автономных потребителей.

Геотермальные электростанции используют энергию подземных термальных вод.

3. Графики нагрузок электростанций. Распределение нагрузки в системе между электростанциями разного типа. Основные величины, характеризующие графики нагрузок.

График нагрузки - диаграмма изменения мощности (тока) электроустановки во времени. Графическое изображение режима работы электроустановки. Они отражают колебание спроса на электроэнергию во времени.

По виду фиксируемого параметра различают графики активной P, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.

Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т. п.

По виду: непрерывные и ступенчатые.

По времени года: зимние, летние.

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:

-- графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;

-- сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;

-- графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

-- графики нагрузки электростанций.

Годовой график нагрузки по продолжительности строится по двум характерным графикам зимнего и летнего дня. По годовому графику по продолжительности определяют расход топлива, расход воды.

По годовому графику месячных максимальных нагрузок определяют время и продолжительность ремонта основного оборудования.

Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период:

где Рi -- мощность i-й ступени графика; Ti -- продолжительность ступени.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год) равна:

где Т - длительность рассматриваемого периода; Wп - электроэнергия за рассматриваемый период.

Плотность и заполнение графика нагрузки характеризуются коэффициентом заполнения.

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение kзап к единице.

Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки.

Время, в течение которого необходимо работать с максимальной мощностью, чтобы обеспечить то количество электроэнергии, которое задано по действительному графику нагрузки.

В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности:

или продолжительность использования установленной мощности:

, где Р_уст - суммарная установленная мощность всех агрегатов, включая резервные.

Коэффициент использования k_и характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что k_и < 1 , а Т_уст <Т. С учетом соотношения Руст ™ Рmах имеем k_и © k_зап.

Коэффициент суточной неравномерности

Коэффициент резерва

k_рез™1

При проектировании по графикам нагрузки определяют максимальную нагрузку станции или подстанции и выбирают наиболее экономичное и удобное в эксплуатации число агрегатов и их мощность. Графики нагрузок также используют для определения наиболее экономичного режима работы агрегатов на станции и трансформаторов на подстанции.

Графики эл.нагрузок промышленных предприятий, городов, рабочих поселков позволяют прогнозировать ожидаемые максимальные нагрузки, режим и размеры потребления эл.энергии и особенно проектировать развитие энергосистем.

Используемыые в проектной практике методы определения перспективных режимов эл. потребления энергосистем базируется на суммировании графиков нагрузки отдельных отраслей народного хозяйства.

Для каждой отрасли известны характерные значения продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки.

Зная годовое электропотребление и значение Т_max_I можно определить расчетное максимальное значение нагрузки отраслей.

При проектировании ПС известны параметры механизмов и установленной мощности электродвигателей.

Определение максимальной нагрузки

k_c - коэффициент спроса;

k_о - коэффициент одновременности 0x01 graphic

; k_заг - коэффициент загрузки 0x01 graphic

Р_{пр макс} - присоединенная мощность во время максимальной нагрузки

Графики нагрузки имеют большое значение при эксплуатации объединенных энргосистем, в которых работают электростанции разного типа.

Важнейшей задачей является рациональное распределение активной нагрузки между электростанциями разного типа, что позволяет получить наименьший расход топлива на выработку электроэнергии.

4. Какие преимущества дает объединение электростанций в электрическую систему.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

Объединение электростанций на параллельную работу и создание энергосистем (ЕЭС) имеет большое народнохозяйственное значение и дает ряд технических и экономических преимуществ:

1. Повышает надежность эл.снабжения потребителей

2. Уменьшает требуемый резерв мощности в энергосистеме, который должен составлять 12 - 20% общей мощности агрегатов энергосистемы.

3. Улучшаются условия загрузки агрегатов, благодаря выравниванию графика нагрузки и снабжению максимальной нагрузки энергосистемы.

4. Появляется возможность более полного использования генерирующих мощностей электростанций, обусловленных их различным географическим месторасположением.

5. Улучшаются технико-экономические показатели энергетики в виду использования более мощных агрегатов.

6. Создаются оптимальные условия для управления развитием и режимами работы энергосистемы в целом.

7. Создаются условия для работы АСДУ, АСУ, ОДУ, ЦДУ.

Существуют преобразовательные ПС - выпрямительные и инверторные ПС.

При параллельной работе нескольких энергосистем в составе объединенной энергосистемы указанные преимущества проявляются в еще большей степени.

Для оперативного руководства работой энергосистем создана единая система диспетчерского управления:

ЦДУ - центральное диспетчерское управление

ОДУ - объединенные диспетчерские управления

АСУ - автоматизированная система управления

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления

пункты управления электростанциями и др.

Диспетчерские пункты оборудуются новейшими средствами управления: диспетчерскими щитами, устройствами телеуправления, телесигнализации, телеизмерений, средствами связи, вычислительной техники, автоматики и т. п.

5. Измерительные трансформаторы тока. Назначение, конструкция, классы точности. Условия выбора.

Измерительный трансформатор тока - трансформатор, у которого при начальном условии вторичный ток пропорционален первичному и при правильном включении сдвинут относительно него на угол 0®.

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 (рис. 1) и две обмотки - первичную 1 и вторичную 3. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I₂.

Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации

где, I_1номи I_2ном - номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.

Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности, обусловленной наличием тока намагничивания. Токовая погрешность определяется по выражению

Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной проницаемости материала магнитопровода, средней длины магнитного пути, значения I₁w₁. В зависимости от предъявляемых требований, выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100 - 120% для первых трех классов и 50 - 120% для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 0,2; 0,5 и 1 нормируется также угловая погрешность.

Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5 - для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 - для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 - для релейной защиты.

Кроме рассмотренных классов выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).

По типу первичной обмотки различают: По способу установки:

- катушечные - до 3 кВ включительно - проходные (П)

- одновитковые - на I_ном™600 А - опорные (О)

- многовитковые - встроенные (В) в силовые Т, Q, и т.д.

По способу выполнения 1-ой обмотки:

- стержневые

- шинные одновитковые

- встроеные

- многовитковые (используются при 1-ом токе <1000 - 1500 А)

По числу ступеней трансформации:

- одноступенчатые

- каскадные (U™330 кВ)

Конструкции трансформаторов тока :

Трансформаторы тока для внутренней установки до 35 кВ имеют литую эпоксидную изоляцию.

Например, трансформатор тока ТПОЛ-20 (проходной, одновитковый, с литой изоляцией на 20 кВ). В этих трансформаторах токоведущий стержень, проходящий через "окна" двух магнитопроводов, является одним витком первичной обмотки.

Трансформатор ТПОЛ-20 имеет два магнитопровода, на каждый из которых намотана своя вторичная обмотка. Классы точности этих трансформаторов тока 0,5; 3 и Р. Магнитопроводы вместе с обмотками заливаются компаундом на основе эпоксидной смолы, который после затвердения образует монолитную массу.

Рассматриваемый трансформатор тока в распределительном устройстве выполняет одновременно роль проходного изолятора. |

При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые трансформаторы тока ТПЛ, у которых первичная обмотка состоит из нескольких витков, количество которых определяется необходимой МДС.

В комплектных распределительных устройствах применяются опорно-проходные трансформаторы тока ТЛМ-10, ТПЛК-10, конструктивно совмещенные с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки КРУ.

На большие номинальные первичные токи применяются трансформаторы тока, у которых роль первичной обмотки выполняет шина, проходящая внутри трансформатора.Например, ТШЛ-20 (шинный, с литой изоляцией, на 20 кВ и токи 6000 -- 18 000 А). Эти трансформаторы представляют собой кольцеобразный эпоксидный блок с залитым в нем магнитопроводом и вторичными обмотками. Первичной обмоткой является шина токопровода. В изоляционный блок залито экранирующее силуминовое кольцо, электрически соединенное с шиной с помощью пружины.

Для наружной установки выпускаются трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФЗМ. В полом фарфоровом изоляторе, заполненном маслом, расположены обмотки и магнитопровод трансформатора. Конструктивно первичная и вторичная обмотки напоминают два звена цепи (буква 3 в обозначении типа).Трансформаторы ТФЗМ имеют один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и два-три магнитопровода с обмотками для релейной защиты.

Чем выше напряжение, тем труднее осуществить изоляцию первичной обмотки, поэтому на напряжение 330 кВ и более изготовляются трансформаторы тока каскадного типа. Наличие двух каскадов трансформации (двух магни-топроводов с обмотками) позволяет выполнить изоляцию обмоток каждой ступени не на полное напряжение, а на половину его.

В установках 330 кВ и более применяются каскадные трансформаторы тока ТФРМ с рымовидной обмоткой, расположенной внутри фарфорового изолятора, заполненного трансформаторным маслом.

Встроенные трансформаторы тока применяются в установках 35 кВ и более. В вводы высокого напряжения масляных выключателей и силовых трансформаторов встраиваются магнитопроводы со вторичными обмотками. Первичной обмоткой является токоведущий стержень ввода. Вторичные обмотки встроенных трансформаторов тока имеют отпайки, позволяющие регулировать коэффициент трансформации в соответствии с первичным током. Для встраивания в масляные выключатели применяются трансформаторы тока серий ТВ, ТВС, ТВУ. Для встраивания в силовые трансформаторы или автотрансформаторы применяются трансформаторы тока серии ТВТ.

Кроме рассмотренных типов трансформаторов тока выпускаются специальные конструкции для релейных защит: трансформаторы тока нулевой последовательности ТНП, ТНПШ, ТЗ, ТЗЛ; быстронасыщающиеся трансформаторы ТКБ; трансформаторы для поперечной дифзащиты генераторов ТШЛО.

Каскадные измерительные трансформаторы на 500, 750 и 1150 кВ сложны в изготовлении и дороги, поэтому взамен их разработаны принципиально новые оптико-электронные трансформаторы (ОЭТ). В них измеряемый сигнал (ток, напряжение) преобразуется в световой поток, который изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами. Таким образом, передающее устройство, находящееся под высоким напряжением, и приемное устройство, соединенное с землей, связаны между собой только пучком света.

Световой поток передается внутри полого изолятора по трубе с зеркальными стенками или по диэлектрическим стержневым и волоконным световодам, которые изготовляются из специального оптического стекла с изолирующей оболочкой.

Условия выбора трансформатора тока:

Все эл.аппараты выбираются в нормальном режиме.

1. - по напряжению установки

2. - по току

Номинальный ток должен быть кА можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

3. - по конструкции и классу точности

4. - по электродинамической стойкости

где i_у - ударный ток КЗ по расчету; k_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу; I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока; i_дин - ток электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, вследствие этого такие транс-ры по этому условию не проверяются.

5. - по термической стойкости

где В_к - тепловой импульс по расчету; k_т - кратность термической стойкости по каталогу; t_тер - время термической стойкости по каталогу; I_тер - ток термической стойкости.

6. - по вторичной нагрузке

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока; Z_2ном - номинальная допустимая нагрузкатрансформатора тока в выбранном классе точности.

6. Измерительные трансформаторы напряжения. Назначение , конструкция ,классы точности. Условия выбора.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 0x01 graphic

В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рис.; первичная обмотка включена на напряжение сети U₁, а ко вторичной обмотке (напряжение U₂) присоединены параллельно катушки измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.

Конструкция :

По конструкции различают трехфазные и однофазные трансформаторы. Трехфазные трансформаторы напряжения применяются при напряжении до 18 кВ, однофазные -- на любые напряжения.

По типу изоляции трансформаторы могут быть сухими, масляными и с литой изоляцией.

Обмотки сухих трансформаторов выполняются проводом ПЭЛ, а изоляцией между обмотками служит электрокартон. Такие трансформаторы применяются в установках до 1000 В (НОС-0,5 -- трансформатор напряжения однофазный, сухой, на 0,5 кВ).

Трансформаторы напряжения с масляной изоляцией применяются на напряжение 6-1150 кВ в закрытых и открытых распределительных устройствах. В этих трансформаторах обмотки и магнитопровод залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения.

. Трансформаторы напряжения однофазные масляные: - типа НОМ-35 и ЗНОМ-35; имеют - ввод высокого напряжения; коробку вводов НН и бак.

Однофазные двухобмоточные трансформаторы НОМ-6, НОМ-10, НОМ-15, НОМ-35 имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соединить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника

Однофазных трехобмоточных ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-35.: один конец обмотки ВН заземлен, единственный ввод ВН расположен на крышке, а вводы НН -- на боковой стенке бака. Обмотка ВН рассчитана на фазное напряжение, основная обмотка НН -- на 0x01 graphic

В, дополнительная обмотка -- на 0x01 graphic

В. Такие трансформаторы называются заземляемыми

Трансформаторы типов ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-24 устанавливаются в комплектных шинопроводах мощных генераторов. Для уменьшения потерь от намагничивания их баки выполняются из немагнитной стали.

Трехфазные масляные трансформаторы типа НТМИ имеют пятистержневой магнитопровод и три обмотки. Такие трансформаторы предназначены для присоединения приборов контроля изоляции.

Трансформаторы напряжения с литой изоляцией. Заземляемые трансформаторы напряжения серии ЗНОЛ.06 имеют пять исполнений но номинальному напряжению: 6, 10, 15, 20 и 24 кВ. Магнитопровод в них ленточный, разрезной, С-образныи, что позволило увеличить класс точности до 0,2. Такие трансформаторы имеют небольшую массу, могут устанавливаться в любом положении, пожаробезопасны. Трансформаторы ЗНОЛ.06 предназначены для установки в КРУ и комплектных токопроводах вместо масляных трансформаторов НТМИ и ЗНОМ, а трансформаторы серии НОЛ.08 -- для замены НОМ-6 и НОМ-10.

Однофазный двухобмоточный трансформатор с не-заземленными выводами типа НОЛ .08-6 на 6 кВ. представляет собой литой блок, в который залиты обмотки и магнитопровод. Выводы вторичной обмотки расположены на переднем торце трансформатора и закрыты крышкой.

В установках 110 кВ и выше применяются трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ. В этих трансформаторах обмотка ВН равномерно распределяется по нескольким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция.

Трансформатор НКФ-110 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на.Обмотки НН (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам ВН служит обмотка связи П. Такой блок, состоящий из магнитопровода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.

Трансформаторы напряжения (TV) на 220 кВ состоят из двух блоков, установленных один над другим, т. е. имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на 0x01 graphic

. Трансформаторы напряжения НКФ-ЗЗО и НКФ-500 соответственно имеют три и четыре блока, т. е. шесть и восемь ступеней обмотки ВН.

Чем больше каскадов обмотки, тем больше их активное и реактивное сопротивление, возрастают погрешности, и поэтому трансформаторы НКФ-ЗЗО, НКФ-500 выпускаются только в классах точности 1 и 3.

Чем выше напряжение, тем сложнее конструкция трансформаторов напряжения, поэтому в установках 500 кВ и выше применяются трансформаторные устройства с емкостным отбором мощности, присоединенные к конденсаторам высокочастотной связи С1 с помощью конденсатора отбора мощности С2. Для увеличения точности работы в цепь первичной обмотки трансформатора включен дроссель L, с помощью которого контур отбора напряжения настраивается в резонанс с конденсатором отбора мощности. Дроссель Ln трансформатор TV встраиваются в общий бак и заливаются маслом. Заградитель ЗВ не пропускает токи высокой частоты в трансформатор напряжения. Фильтр присоединения Z предназначен для подключения высокочастотных постов защиты. Такое устройство получило название емкостного трансформатора напряжения НДЕ.

При надлежащем выборе всех элементов и настройке схемы устройство НДЕ может быть выполнено на класс точности 0,5 и выше. Для установок 750 и 1150 кВ применяются трансформаторы НДЕ-750 и НДЕ-1150.

Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения :

Вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180®. Это определяет угловую погрешность.

В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3

Классификация по классам точности :

Класс точности	Дополнит. погрешность от напряжения	Дополнит. угловая погрешность	Область применения
0,2	0,2	10	Лабораторные измерения
0,5	0,5	20	Учет электроэнергии
1,0	1,0	40	Щитовые приборы
3,0	3,0	Не нормируется	Сигнализация , цепи защит.

Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cos ? вторичной нагрузки

В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

Измерительные трансформаторы напряжения выбирают:

-- по напряжению установки Uуст©Uном

-- по конструкции и схеме соединения обмоток

-- по классу точности

-- по вторичной нагрузке 0x01 graphic

7.Синхронные генераторы, конструкция, система охлаждения.

Для выработки электроэнергии на электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (первичный двигатель -- паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель - гидротурбина).

Конструкция.

Турбогенератор: (быстроходная машина) Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора, изготовляется из цельной поковки специальной стали (хромонике-левой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.

Ротор выполняется неявнополюсным. В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы, обеспечивающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в местах стыка с другими частями .Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

Гидрогенераторы являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением нагрузки генератора.

В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.

Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на две -- шесть равных частей, что значительно облегчает его транспортировку и монтаж.

Капсульные гидрогенераторы имеют горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Это сравнительно тихоходные генераторы (п = = 60 -т- 150 об/мин) с явнополюсным ротором

Дизель-генераторы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания - явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет не равномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается маховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Система охлаждения.

По способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение.

При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный тепловой барьер -- изоляцию обмоток.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубцов, т. е. непосредственно.

Изготовляют турбогенераторы с воздушным, водородным и жидкостным охлаждением, гидрогенераторы - с воздушным и жидкостным охлаждением .

Воздушное охлаждение : Существуют две системы воздушного охлаждения -- проточная и замкнутая.

При проточой:. через генератор прогоняется воздух из машинного зала, который быстро загрязняет изоляцию обмоток статора и ротора, что в конечном счете сокращает срок службы генератора.

При замкнутой системе охлаждения один и тот же объем воздуха циркулирует по замкнутому контуру. Для охлаждения воздуха служит воздухоохладитель , по трубкам которого непрерывно циркулирует вода. Нагретый в машине воздух выходит через патрубок в камеру горячего воздуха , проходит через воздухоохладитель и через камеру холодного воздуха снова возвращается в машину. Холодный воздух нагнетается в машину встроенными вентиляторами .

Турбогенераторы с косвенным водородным охлаждением имеют в принципе такую же схему вентиляции, как и при воздушном охлаждении. Отличие состоит в том, что объем охлаждающего водорода ограничивается корпусом генератора, в связи с чем охладители встраиваются непосредственно в корпус.

При непосредственном водородном охлаждении турбогенераторов водород подается внутрь полых проводников обмотки.

При выполнении непосредственного жидкостного охлаждения генераторов в качестве охлаждающей жидкости применяют дистиллированную воду или масло, которые обладают более высокой теплоотводящей способностью по сравнению с водородом и, следовательно, позволяют еще больше увеличить единичные мощности генераторов при сохранении их размеров.

8.Способы гашения магнитного поля генератора.

Гашением поля называется процесс, заключающийся в быстром уменьшении магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю. При этом соответственно уменьшается ЭДС генератора.

Три способа гашения магнитного поля:

1) Замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопроти-пление;

2) Включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки быстродействующего автомата; 3) Противовключение возбудителя.

В первых двух способах предусматривается осуществление необходимых переключений в цепях возбуждения с помощью специальных коммутационных аппаратов, которые называют автоматами гашения поля (АГП).

При замыкании обмотки ротора генератора на специальное сопротивление процесс гашения магнитного поля сильно затягивается, поэтому наибольшее распространение получил более действенный способ гашения магнитного поля генератора при помощи АГП с дугогасительной решеткой (рис.).

При коротком замыкании в генераторе реле защиты KL срабатывает и своими контактами отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAТ выключателя, а также подает импульс на отключение АГП.

Автомат имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе генератора замкнуты. Контакты 3 АГП вводят при от 0x08 graphic

ключении автомата добавочное сопротивление R_n в цепь возбуждения возбудителя, снижая ток возбуждения последнего. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4.

При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные, причем дуга, возникающая на них, затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг.

Короткая дуга является нелинейным активным сопротивлением, падение напряжения на котором сохраняется практически постоянным, равным 25-30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах.

Общее падение напряжения на дуге равно:

где U_K - напряжение на короткой дуге; п - число последовательных дуговых промежутков в решетке.

Таким образом, в момент вхождения дуги в решетку автомата напряжение на ней сразу возрастает до U_Д и практически остается неизменным до погасания дуги.

Число пластин в решетке выбирается таким, чтобы U_Д превосходило U_f_пот- потолочное напряжение возбудителя. При этом дуга существует, пока имеется запас энергии магнитного поля обмотки возбуждения генератора.

Если пренебречь падением напряжения в активном сопротивлении обмотки ротора, что допустимо для крупных синхронных генераторов, то уравнение переходного процесса примет следующий вид:

Электродвижущая сила самоиндукции обмотки возбуждения при изменении тока i_f равна Ldi_f/dt. Она определит разность потенциалов на обмотке ротора. Чем выше скорость изменения тока di_f/dt, тем больше ЭДС самоиндукции. По условию электрической прочности изоляции обмотки ротора эта ЭДС не должна превышать U_m. Так как в процессе гашения U_Димеет практически постоянное значение, то данное уравнение при условии максимальной скорости гашения поля во все время переходного процесса будет иметь вид:

При этом следует иметь в виду, что в течение периода гашения поля U_fпрактически не изменяется.

Следовательно, в процессе гашения поля генератора разрядом на дугогасительную решетку напряжение на обмотке ротора будет иметь постоянное значение, в пределе равное U_m..|Ток в обмотке ротора i_f будет изменяться с постоянной скоростью так как

Время гашения поля с использованием описанной выше схемы составляет 0,5 -- 1' с.| Процесс изменения тока в обмотке ротора и напряжения на ее зажимах представлен на рис. 2.21. В данном случае условия гашения поля близки к оптимальным.

При гашении поля, создаваемого небольшим током, дуга в промежутках между пластинами горит неустойчиво, особенно при подходе тока к нулевому значению. Из-за погасания дуги в одном из промежутков обрывается вся цепь тока, что сопровождается перенапряжениями в цепи возбуждения.

Для того чтобы подход тока к нулевому значению был плавным, решетка шунтируется специальным набором сопротивлений 5 ( рис.). При такой схеме дуга гаснет не вся сразу, а по секциям, что способствует уменьшению перенапряжений.

Гашение поля противовключе-

нием возбудителя применяется обычно для генераторов с тиристорным возбуждением. При этом отключается автомат гашения поля и главные вентили переводятся в инверторный режим. Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения. Если последний процесс будет неуспешным, то поле гасится с помощью сопротивления R_Г, включаемого контактом 5. Время гашения поля основного генератора может быть очень малым, но принимается таким как и в предыдущем случае, чтобы избежать чрезмерных перенапряжений в обмотке возбуждения.

9.Системы возбуждения синхронных генераторов.

Обмотки роторов синхронных генераторов получают питание от специальных источников постоянного тока, называемых возбудителями.

Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называют системой возбуждения.

Системы возбуждения генераторов можно разделить на две группы: независимое возбуждение (электромашинные возбудители постоянного и переменного тока, сопряженные с валом генератора) и самовозбуждение (системы возбуждения, получающие питание непосредственно от выводов генератора через специальные понижающие трансформаторы.).

Независимое возбуждение генераторовсостоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является наиболее надежным.

На генераторах мощностью до 100 МВт включительно применяют в качестве возбудителя генератор постоянного тока, соединенный с валом синхронного генератора

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

Недостатки системы возбуждения :

сравнительно невысокая скорость нарастания возбуждения,

снижением надежности работы генератора постоянного тока из-за вибрации и тяжелых условий работы щеток и коллектора (условий коммутации).

В системе возбуждения с использованием полупроводниковых выпрямителей с валом турбогенератора сочленен вспомогательный генератор, напряжение которого выпрямляется и подводится к обмотке ротора турбогенератора.

В качестве вспомогательного генератора применяется высокочастотный генератор индукторного типа. Такой генератор не имеет обмотки на вращающемся роторе, что повышает его надежность в эксплуатации.

Индукторный высокочастотный генератор-возбудитель ВГТ имеет три обмотки возбуждения, расположенные вместе с трехфазной обмоткой переменного тока на неподвижном статоре. Первая из них LGE1 включается последовательно с обмоткой ротора основного генератора LG и обеспечивает основное возбуждение ВГТ. Благодаря включению LGE1 последовательно с обмоткой ротора основного генератора обеспечивается резкое увеличение возбуждения ВГТ при коротких замыканиях в энергосистеме вследствие броска тока в роторе. Обмотки LGE2 и IGE3 получают питание от высокочастотного подвозбудителя GEA через выпрямители. Подвозбудитель соединен с валом турбогенератора.

Принципиальная схема системы независимого тиристорного возбуждения (ТН) на (рис). На одном валу с генератором G располагается синхронный вспомогательный генератор GE, который имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками.' В схеме, имеются две группы тиристоров: рабочая VS1 и форсировочная VS2. На стороне переменного тока они включены на разное напряжение, на стороне постоянного тока -- параллельно. Возбуждение генератора в нормальном режиме обеспечивает рабочая группа тиристоров VS1, которые открываются подачей на управляющий электрод соответствующего потенциала.

Форсировочная группа при этом почти закрыта. В режиме форсировки возбуждения тиристоры VS2, питающиеся от полного напряжения вспомогательного генератора, открываются полностью и дают весь ток форсировки. Рабочая группа при этом запирается более высоким напряжением форсировочной группы.

Система бесщеточного возбуждения не имеет подвижных контактных соединений.

Источником энергии для питания обмотки ротора LG является вспомогательный синхронный генератор GE. Этот генератор выполнен по типу обратимых машин, т. е. обмотка переменного тока расположена на вращающейся части, а обмотка возбуждения неподвижна. Возбуждение генератора GE осуществляется от возбудителя GEA.

Ток от вращающейся обмотки переменного тока вспомогательного генератора подводится через проводники, закрепленные на валу, к вращающемуся полупроводниковому (обычно кремниевому) выпрямителю. Выпрямленный ток подводится непосредственно к обмотке возбуждения основного генератора.

Регулирование тока возбуждения в обмотке ротора LG производится изменением тока в обмотке возбуждения вспомогательного генератора LGE.

Системы самовозбуждения:менее надежны, т.к. в них работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока.

Принципиальная схема возбуждения синхронного генератора с электромашинным возбудительным агрегатом показана на рис. Возбудительный агрегат состоит из асинхронного двигателя М, питающегося от 0x08 graphic

шин собственных нужд электростанции и генератора постоянного тока GE. Для повышения надежности работы возбудительного агрегата при форсировке возбуждения асинхронный двигатель, вращающий возбудитель GE, выбирается с необходимой перегрузочной способностью.

Такие возбудительные агрегаты получили широкое распространение на электростанциях в качестве резервных источников возбуждения.

Схема самовозбуждения с полупроводниковыми преобразователями представлен на рис..

Основными элементами схемы являются: две группы полупроводниковых 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 трансформатора ТЕ, вторичное напряжение которого пропорционально напряжению генератора.

Вентили VD, ток которых пропорционален току статора генератора, обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при коротких замыканиях. Мощность вентилей VS рассчитывают таким образом, чтобы она была достаточна для возбуждения генераторов на холостом ходу и для регулирования возбуждения в нормальном режиме.

10.Расчет токов КЗ для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей.

Расчетные условия режимов к.з. Место к.з.

Величина тока к.з. (не зависит от вида)

Продолжительность режима

При определении расчетных условий исходят из случаев когда по рассматриваемому электрооборудованию протекает большая величина тока к.з.

Пример для места к.з.

А) оборудование РУ ВН на электростанции. Б)приводы генераторов

Расчетные виды токов к.з. : 1) Трех фазное для любого вида оборудования

2) Двух фазное для выводов генераторов

3) Одно фазное для сетей с эффективно заземленной нейтралью

tрежима =tр.з.+tо.в.

tо.в. - полное время отключения

tр.з. - время действия основных релейных защит

tрежима =tоткл

В литературе для проектирования электрических систем приводиться tоткл в зависимости от рассматриваемого оборудования.

Допущения:

-- Фазы ЭДС источников остаются постоянными в процессе к.з.

-- Не учитываются токи намагничивания трансформатора

-- Не учитывается насыщение магнитных цепей

-- Приближенный учет нагрузки

-- Не учитываются сопротивления: от контактов электрических аппаратов; токоведущих частей в приделах территории подстанции и станции.

-- Для приближенных расчетов допускается не учитывать активное сопротивление. Аналитический расчет режима к.з. приводиться только в случае индуктивного сопротивления.

Порядок расчета режима трех фазного к.з.

-- На исходной схеме электростанции намечаются места к.з. при которых по рассматриваемое элнктрооборудование будет протекать наибольшее значение тока к.з.

Составляется расчетная схема : из исходной схемы убираются элементы не влияющие на ток к.з.

с .н . не влияют на ток КЗ
3 Схема замещения : это ЭДС источника (генератора ,системы) и сопротивления генераторов, ситемы, тр-ров, автотр-ров, реакторов

4. Расчет значений ЭДС источников и сопротивлений и элементов схемы.

В практике проектирования расчет сопротвлений и ЭДС принято вести в относительных базисных величинах (о.е.).

Базисные условия: Sбаз, Uбаз=Uср.ном.

5. Преобразование схемы замещения для каждого места к.з.

n- число генераторов на электостанции

Методы преобразования

-- Последовательное соединение

-- Параллельное соединение

-- Преобразования звезда- треугольник

-- Преобразования треугольник-звезда

-- Разделение сязанных цепей

Разделение сязанных цепей :

Х_рез элементов схемы определяются с помощью коэффициента токораспределения

6.Расчет величин токов к.з. 0x01 graphic

система Этот ток при t=0 периодической сост-ющей

генератор

Ударный ток : 0x01 graphic

, где

Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей 0x01 graphic

Промышленная программа GTCURR значение Та выдает в протоколе , при просмотре токов в ветвях.

7.Определение составляющих тока КЗ., для произвольного момента времени: 0x01 graphic

Для определения 0x01 graphic

необходимо : 0x01 graphic

По расчетным кривым для ? и ? находим отношение 0x01 graphic

Порядок расчета однофазного КЗ: (10 продолжение)

, где Е"_{рез* -}результирующее ЭДС схем прямой последовательности

- результир-щее сопротивления схем прямой, нулевой, обратной последовательностей.

Порядок расчета: 1) Схема замещения прямой последовательности - пределяют Е"_{рез* и}Х_1рез*

2) Схема замещения обратной последовательности - определяют Х_2рез*= Х_1рез*

3) Схема замещения нулевой последовательности

Схема замещения составляется на основе исходной схемы с учетом схем соединения обмоток силовых тр-ров, учитываются те элементы, которые оптикаются током нулевой последовательности. Сопротивление нулевой последовательности определяется в зависимости от обработки линии троса. В результате преобразования определяют Х_0рез*

Ударный ток однофазного КЗ определяется приближенно из условия. 0x01 graphic

11.ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

К повышению уровней токов КЗ приводят рост генераторных мощностей, создание мощных энергообъединений, увеличение мощностей нагрузок.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3 - 20 кВ - параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки. Аппаратуру и электрические сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов КЗ, перевести на более высокое напряжение. Способами ограничения токов КЗ являются: 1.секционирование электрических сетей. Позволяет уменьшить уровни токов кз в реальных электрических сетях в 1,5 - 2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рис.3.46. Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков. Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем. В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько. Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования. В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рис. 3.47). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ.

2.установка токоограничивающих реакторов; К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы. Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами. Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока. Возможные схемы включения реакторов представлены на рис. 3.48.

3.использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

При мощности понижающего трансформатора 25 MBА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

12.Токоограничивающий реактор

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов -- электрические сети напряжением 6--10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Возможные схемы включения реакторов представлены на рис. 3.48.

Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рис. 3.48, а). Когда через реактор питается группа линий(например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рис. 3.48,6). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 3.48, в).

Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление х_р=?L, Ом. В некоторых каталогах приводится

, где I_ном - номинальный ток реактора, A; U_H₀_M - номинальное напряжение реактора, В.

Эффект ограничения тока и поддержания остаточного напряжения на шинах при КЗ за реактором иллюстрируется рис. 3.49.

Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме КЗ целесообразно иметь, возможно, большее значение индуктивного сопротивления х_р.

Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при протекании рабочего тока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных.

Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рис. 3.50.

На векторной диаграмме изображены: U₁ -- фазное напряжение перед реактором, U_p-- фазное напряжение после реактора и I -- ток, проходящий по цепи.

Угол ? соответствует сдвигу фаз между напряжением после реактора и током. Угол ? между векторами U₁ и U_p представляет собой дополнительный сдвиг фаз, вызванный индуктивным сопротивлением реактора. Если не учитывать активное сопротивление реактора, отрезок АС представляет собой падение напряжения в индуктивном сопротивлении реактора.

Алгебраическая разность напряжений до реактора и после него, т. е. отрезок АВ, соответствует потере напряжения в реакторе. Опустив из точки С перпендикуляр на вектор ОВ и пренебрегая незначительным отрезком ВВ₁, можно считать потерей напряжения отрезок AB₁. Из треугольника АСВ₁ нетрудно вывести приближенное выражение для определения потери напряжения в реакторе. Потеря напряжения в реакторе при протекании тока I и заданном значении cos? определяется из выражения

где U_H₀_M -- номинальное напряжение установки, где используется реактор.

Допустимая потеря напряжения в реакторе обычно не превышает 1,5-2%

Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому для случаев, когда требуются значительные ограничения тока КЗ, разрабатывают специальные более сложные устройства, так называемые БТУ -- безынерционные токоограничивающие устройства.

На рис. 3.51 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность в нормальном режиме с ненасыщенным ферромагнитным сердечником. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При КЗ ток через емкость возрастает, увеличивается падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток КЗ ограничивается некомпенсированным в данном случае реактором. В стадии разработки находятся БТУ различных типов.

Ограничений по потере напряжения в нормальном режиме работы нет в случае секционного реактора, поэтому его сопротивление может быть взято существенно большим, чем в случае индивидуального или группового реактора. На случай режимов, отличных от нормального, может быть применено временное шунтирование реактора.

В настоящее время наибольшее распространение получили бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой марки РБ.

Бетонные реакторы выпускаются отечественной промышленностью на номинальные токи до 4000 А и изготовляются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки (рис. 3.53).

В обмотках реактора при протекании по ним тока имеют место потери активной мощности, составляющие обычно 0,1--0,2% проходной мощности. При номинальном токе более 1000 А эти потери настолько значительны, что требуется выполнять искусственное охлаждение реактора (вентиляция камер).

Сдвоенные реакторы

Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединен к средней точке, а потребители -- к крайним, или наоборот (рис. 3.54).

Преимуществом сдвоенного реактора является то, что в зависимости от схемы включения и направления токов в обмотках индуктивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно используется для уменьшения падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при КЗ.

Ветви реактора выполняют на одинаковый номинальный ток I_ном, а средний вывод -- на удвоенный номинальный ток ветви 2I_ном. За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимают сопротивление ветви обмотки при отсутствии тока в другой ветви по аналогии с (3.91):

где L-- индуктивность ветви реактора (индуктивности ветвей в реакторе обычно равны между собой).

Особенности сдвоенного реактора определяются наличием магнитной связи между ветвями каждой фазы (взаимной индуктивности М). С учетом взаимной индуктивности потеря напряжения в ветви реактора при подключении источника к средней точке (рис. 3.54) определится как

Отсюда видно, что за счет взаимной индуктивности потеря напряжения в сдвоенном реакторе меньше, чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового.

В процессе эксплуатации целесообразно стремиться к равномерной загрузке ветвей (I₁=I₂=I). Тогда для каждой из них будут созданы одинаковые условия

где к_св = M/L--коэффициент связи обмоток реактора. Обычно выполняют реактор с к_св =0,4-0,6.

При КЗ за одной из ветвей реактора (рис. 3.55) ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Согласно (3.94) относительное влияние взаимной индуктивности уменьшается и потеря напряжения в реакторе, а также эффект токоограничения определяются в основном лишь собственным индуктивным сопротивлением ветви х_в = ?L. Таким образом, сопротивление реактора в режиме КЗ возрастает при к_в = 0,5 примерно в 2 раза по сравнению с нормальным режимом.

При использовании сдвоенного реактора по схеме рис. 3.55,6 выявляется дополнительное его свойство. При КЗ на выводах генератора G2 ток от генератора G1 протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь согласно с собственной индуктивностью обмоток, и сквозное сопротивление реактора будет равно:

При

обеспечивая значительный токоограничивающий эффект.

При расчете токов КЗ сдвоенный реактор представляют трехлучевой схемой замещения, показанной на рис. 3.56.

В электроустановках находят широкое применение сдвоенные бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой для внутренней и наружной установки типа РБС.

13. Силовые трансформаторы. Основные параметры. Маркировка. Системы охлаждения

Силовые трансформаторы, установленные на электростанциях и подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое.

Трехфазные трансформаторы на напряжение 220 кВ изготовляют мощностью до 1000 MB-А, на 330 кВ - 1250 МВА, на 500 кВ - 1000 MBА. Предельная единичная мощность трансформаторов ограничивается массой, размерами, условиями транспортировки.

Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка. Наибольшая мощность группы однофазных трансформаторов напряжением 500 кВ -- 3 х 533 MBА, напряжением 750 кВ - 3 х 417 MBА, напряжением 1150 кВ - 3 х 667 MBА.

По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные (рис. 2.26, а, б). Обмотки низшего напряжения, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, изолированных друг от друга и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками (рис. 2.26,в).

Трансформаторы с расщепленными обмотками НН обеспечивают возможность присоединения нескольких генераторов к одному повышающему трансформатору. Такие укрупненные энергоблоки позволяют упростить схему РУ 330 -- 500 кВ. Широкое распространение трансформаторы с расщепленной обмоткой НН получили в схемах питания собственных нужд крупных ТЭС с блоками 200--1200 МВт, а также на понижающих подстанциях с целью ограничения токов КЗ.

К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение КЗ; ток XX; потери XX и КЗ.

Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.

Для трансформаторов общего назначения, установленных на открытом воздухе и имеющих естественное масляное охлаждение без обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения принимают естественно меняющуюся температуру наружного воздуха, а для трансформаторов с масляно-водяным охлаждением температура воды. Номинальная мощность для двух обмоточного трансформатора -- это мощность каждой из его обмоток. Трансформаторы устанавливают не только на открытом воздухе, но и в закрытых неотапливаемых помещениях с естественной вентиляцией. В этом случае трансформаторы также могут быть непрерывно нагружены на номинальную мощность, но при этом срок службы трансформатора несколько снижается из-за худших условий охлаждения. Номинальные напряжения обмоток -- это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора -- это его линейное (междуфазное) напряжение. Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, -- это U/кЗ. При работе трансформатора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной обмотки номинального напряжения напряжение на вторичной обмотке меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе. Коэффициент трансформации трансформатора п определяется отношением номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений. В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент трансформации каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН. Номинальными токами трансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная нормальная работа трансформатора. Номинальный ток любой обмотки трансформатора определяют по ее номинальной мощности и номинальному напряжению. Напряжение короткого замыкания u_к -- это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко Напряжение КЗ определяют по падению напряжения в трансформаторе, оно характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.

Поскольку индуктивное сопротивление обмоток значительно выше активного, то u_к в основном зависит от реактивного сопротивления, т. е. взаимного расположения обмоток, ширины канала между ними, высоты обмоток. Чем больше высшее напряжение и мощность трансформатора, тем больше напряжение КЗ.

Увеличивая значение u_к, можно уменьшить токи КЗ на вторичной стороне трансформатора, но при этом значительно увеличивается потребляемая реактивная мощность и увеличивается стоимость трансформаторов.

Трехобмоточные трансформаторы могут иметь два исполнения по значению u_к в зависимости от взаимного расположения обмоток.

Ток холостого хода i_Х характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции. Ток холостого хода выражается в процентах номинального тока трансформатора.

Потери холостого хода Р_х и короткого замыкания Р_кз определяют экономичность работы трансформатора. Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи.

Потери короткого замыкания состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и конструкциях трансформатора. Добавочные потери вызваны магнитными полями рассеяния, создающими вихревые токи в крайних витках обмотки и конструкциях трансформатора (стенки бака, ярмовые балки и др.). Для их снижения обмотки выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются магнитными шунтами.

Системы охлаждения силовых трансформаторов

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей транс форматора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

-- Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе. Условное обозначение: С - при от крытом исполнении; СЗ - при защищенном исполнении; СГ - при герметизированном исполнении; СД - с принудительной циркуляцией воздуха. Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатор; над температурой охлаждающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции. Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ-А при напряжении U< 15 кВ.

-- Естественное масляное охлаждение (М) выполняется длz трансформаторов мощностью до 16000 кВА включительно. Тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторные трубам, передает его окружающему воздуху. Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжается ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.

-- Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и остановка вентиляторов могут осуществляться автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла. Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготовлять такие трансформаторы мощностью до 80000 кВА.

-- Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВА и более. Охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители. Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.

-- В трансформаторах с направленным потоком масла (НДЦ) интенсивность охлаждения повышается, что позволяет увеличить допустимые температуры обмоток.

-- Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа. Эта система охлаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение и применяется на мощных трансформаторах (160 MB-А и более).

-- Масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла (НЦ) применяется для трансформаторов мощностью 630 MB-А и более. На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора.

Маркировка

1) число фаз (для однофазных -- О; для трехфазных -- Т); 2) вид охлаждения; 3) число обмоток, работающих на различные сети (если оно больше двух), для трехобмоточного трансформатора Т; для трансформатора с расщепленными обмотками Р (после числа фаз); 4). буква Н в обозначении при выполнении одной из обмоток с устройством РПН;5) буква А на первом месте для обозначения автотрансформатора.За буквенным обозначением указывается номинальная мощность, кВ-А; класс напряжения обмотки (ВН); климатическое исполнение и категория размещения.

Например, ТДТН-16000/110-У1 - трехфазный трансформатор с системой охлаждения Д, трехобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 16000 кВА, напряжением ВН 110 кВ; климатическое исполнение У (умеренный климат); категория размещения 1 (на открытом воздухе).

В установках 110 кВ и выше широкое применение находят автотрансформаторы большой мощности.

Однофазный автотрансформатор имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС (рис. 2.34). Часть обмотки, заключенная между выводами В и С, называется последовательной, а между С и О - общей.

При работе автотрансформатора в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток I₀. Ток нагрузки вторичной обмотки 1_С складывается из тока I_в, проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока I₀, созданного магнитной связью этих обмоток: 1_С=1_В +I₀.

Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной сети во вторичную, называется проходной.

- трансформаторная мощность, передаваемая магнитным путем из первичной обмотки во вторичную. U_CI_B = = S_э -- электрическая мощность,передаваемая из первичной обмотки во вторичную за счет их гальванической связи, без трансформации. В номинальном режиме проходная мощность является номинальной мощностью автотрансформатора.

, а трансформаторная мощность -- типовой мощностью

Размеры магнитопровода, а следовательно, его масса определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности:

Обмотки и магнитопровод автотрансформатора рассчитываются на типовую мощность, которую иногда называют расчетной мощностью. Какая бы мощность ни подводилась к зажимам В или С, последовательную и общую обмотки загружать больше чем на S_типнельзя.

Третья обмотка автотрансформатора (обмотка НН) используется для питания нагрузки, для присоединения источников активной или реактивной мощности (генераторов и синхронных компенсаторов), а в некоторых случаях служит лишь для компенсации токов третьих гармоник.

Рассмотрим режимы работы трехобмоточных автотрансформаторов с обмотками ВН, СН и НН (рис. 2.35).

В автотрансформаторных режимах (рис. 2.35, а, б )возможна передача номинальной мощности S_HOM из обмотки ВН в обмотку СН или

наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов Ic-Iв, а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.

Рис.2.35.Распределение токов в обмотках автотрансформатора в различных режимах: , б - автотрансформаторные режимы; в, г - трансформаторные режимы; д, е - комбинированные режимы

В трансформаторных режимах (рис. 2.35, в,.г) 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. Если происходит трансформация S_T_ип 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 Sтип из обмотки НН в ВН (рис. 2.35, г) общая и последовательная обмотки загружены не полностью, поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность.

В комбинированном режиме передачи мощности автотрансформаторным путем ВН-СН и трансформаторным путем НН-СН (рис.2.35,д) ток в последовательной обмотке.

где Р_В, Q_b -- активная и реактивная мощности, передаваемые из ВН в СН. Нагрузка последовательной обмотки

при передаче номинальной мощности последовательная обмотка не будет перегружена.

В общей обмотке токи автотрансформаторного и трансформаторного режимов направлены одинаково

Нагрузка общей обмотки

Таким образом, комбинированный режим НН и СН в обмотку ВН ограничивается загрузкой общей обмотки и может быть допущен при условии

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.

Во всех случаях надо контролировать загрузку обмоток автотрансформатора. Ток в последовательной обмотке может контролироваться трансформатором тока ТА1, так как I_п=I_В. Трансформатор тока ТА2 контролирует ток на выводе обмотки СН, а для контроля тока в общей обмотке необходим трансформатор тока АО, встроенный непосредственно в эту обмотку. Допустимая нагрузка общей обмотки указывается в паспортных данных автотрансформатора.

Преимущества автотрансформаторов:меньший расход меди, стали, изоляционных материалов; меньшая масса, а следовательно, меньшие габариты, что позволяет создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы; меньшие потери и больший КПД; более легкие условия охлаждения.

Недостатки автотрансформаторов: необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного КЗ; сложность регулирования напряжения; опасность перехода атмосферных перенапряжений вследствие электрической связи обмоток ВН и СН.

15.Гашение дуги в аппаратах до 1кВ

В отключающих аппаратах необходимо не только разомкнуть контакты, но и погасить возникшую между ними дугу.

В цепях переменного тока ток в дуге каждый полупериод проходит через нуль (рис. 4.12), в эти моменты дуга гаснет самопроизвольно, но в следующий полупериод она может возникнуть вновь. Длительность бестоковой паузы t_п невелика (от десятков до нескольких сотен микросекунды), но играет важную роль в гашении дуги. Если разомкнуть контакты в бестоковую паузу и развести их с достаточной скоростью на такое расстояние, чтобы не произошел электрический пробой, то цепь будет отключена очень быстро. Во время бестоковой паузы интенсивность ионизации сильно падает, так как не происходит термоионизации. В коммутационных аппаратах, кроме того, принимаются искусственные меры охлаждения дугового пространства и уменьшения числа заряженных частиц. Эти процессы деионизации приводят к постепенному увеличению электрической прочности промежутка и_пр (рис. 4.13,6).

Резкое увеличение электрической прочности промежутка после перехода тока через нуль происходит главным образом за счет увеличения прочности околокатодного пространства. Одновременно растет восстанавливающееся напряжение и_в. Если в любой момент и_пр > и_в промежуток не будет пробит, дуга не загорится вновь после перехода тока через нуль. Задача гашения дуги сводится к созданию таких условий, чтобы электрическая прочность промежутка между контактами u_прбыла больше напряжения между ними и_в. Процесс нарастания напряжения между контактами отключаемого аппарата может носить различный характер в зависимости от параметров коммутируемой цепи. Если отключается цепь с преобладанием активного сопротивления, то напряжение восстанавливается по апериодическому закону; если в цепи преобладает индуктивное сопротивление, то возникают колебания, частоты которых зависят от соотношения емкости и индуктивности цепи. Для облегчения условий гашения дуги в цепь отключаемого тока вводятся активные сопротивления, тогда характер восстановления напряжения будет апериодическим (рис. 4.13,6).

В отключающих аппаратах до 1 кВ широко используются следующие способы гашения дуги.

Удлинение дуги при быстром расхождении контактов: чем длиннее дуга, тем большее напряжение необходимо для ее существования. Если напряжение источника окажется меньше, то дуга гаснет.

Деление длинной дуги на ряд коротких (рис. 4.14,а). Если длинную дугу, возникшую при размыкании контактов, затянуть в дугогасительную решетку из металлических пластин, то она разделится на п коротких дуг. Каждая короткая дуга будет иметь свое катодное и анодное падения напряжения U₃. Дуга гаснет, если

здесь U -- напряжение сети; Uэ-- сумма катодного и анодного падений напряжения (20 -- 25 В в дуге постоянного тока).

Дугу переменного тока также можно разделить на n коротких дуг. В момент прохождения тока через нуль околокатодное пространство мгновенно приобретает электрическую прочность 150-250 В. Дуга гаснет, если U < (150-250) n.

Гашение дуги в узких щелях. Если дуга горит в узкой щели, образованной дугостойким материалом, то благодаря соприкосновению с холодными поверхностями происходит интенсивное охлаждение и диффузия заряженных частиц в окружающую среду. Это приводит к быстрой деионизации и гашению дуги.

Движение дуги в магнитном поле. Электрическая дуга может рассматриваться как проводник с током. Если дуга находится в магнитном поле, то на нее действует сила, определяемая по правилу левой руки. Если создать магнитное поле, направленное перпендикулярно оси дуги, то она получит поступательное движение и будет затянута внутрь щели дугогасительной камеры (рис. 4.14,6).

В радиальном магнитном поле дуга получит вращательное движение (рис. 4.14, в). Магнитное поле может быть создано постоянными магнитами, специальными катушками или самим контуром токоведущих частей.

Быстрое вращение и перемещение дуги способствует ее охлаждению и деионизации.

Последние два способа гашения дуги (в узких щелях и в магнитном поле) применяются также в отключающих аппаратах напряжением выше 1 кВ.

16. Способы гашения дуги в отключающих аппаратах свыше 1 кВ.

Гашение дуги в масле. Если контакты отключающего аппарата поместить в масло, то возникающая при размыкании дуга приводит к интенсивному газообразованию и испарению масла. Вокруг дуги образуется газовый пузырь, состоящий в основном из водорода (70-80%); быстрое разложение масла приводит к повышению давления в пузыре, что способствует ее лучшему охлаждению и деионизации. Водород обладает высокими дугогасящими свойствами; соприкасаясь непосредственно со стволом дуги, он способствует ее деионизации. Внутри газового пузыря происходит непрерывное движение газа и паров масла. Гашение дуги в масле широко применяется в выключателях.

Газовоздушное дутье. Охлаждение дуги улучшается, если создать направленное движение газов -- дутье. Дутье вдоль или поперек дуги способствует проникновению газовых частиц в ее ствол, интенсивной диффузии и охлаждению дуги. Газ создается при разложении масла дугой (масляные выключатели) или твердых газогенерирующих материалов (автогазовое дутье). Более эффективно дутье холодным неионизированным воздухом, поступающим из специальных баллонов со сжатым воздухом (воздушные выключатели).

Многократный разрыв цепи тока. Отключение большого тока при высоких напряжениях затруднительно. Это объясняется тем, что при больших значениях подводимой энергии и восстанавливающегося напряжения деионизация дугового промежутка усложняется. Поэтому в выключателях высокого напряжения применяют многократный разрыв дуги в каждой фазе. Такие выключатели имеют несколько гасительных устройств, рассчитанных на часть номинального напряжения. Число разрывов на фазу зависит от типа выключателя и его напряжения. В выключателях 500--750 кВ может быть 12 разрывов и более. Чтобы облегчить гашение дуги, восстанавливающееся напряжение должно равномерно распределяться между разрывами.

Гашение дуги в вакууме. Высокоразреженный газ (10^-6 - 10^-8Н/см²) обладает электрической прочностью, в десятки раз большей, чем газ при атмосферном давлении. Если контакты размыкаются в вакууме, то сразу же после первого прохождения тока в дуге через нуль прочность промежутка восстанавливается и дуга не загорается вновь. Эти свойства вакуума используются в некоторых типах выключателей.

Гашение дуги в газах высокого давления. Воздух при давлении 2 МПа и более также обладает высокой электрической прочностью. Это позволяет создавать достаточно компактные устройства для гашения дуги в атмосфере сжатого воздуха. Еще более эффективно применение высокопрочных газов, например шестифтористой серы SF₆ (элегаза). Элегаз обладает не только большей электрической прочностью, чем воздух и водород, но и лучшими дугогасящими свойствами даже при атмосферном давлении. Элегаз применяется в выключателях, отделителях, короткозамыкателях и другой аппаратуре высокого напряжения.

Также в отключающих аппаратах напряжением выше 1 кВ применяются гашения дуги в узких щелях и в магнитном поле.

Гашение дуги в узких щелях. Если дуга горит в узкой щели, образованной дугостойким материалом, то благодаря соприкосновению с холодными поверхностями происходит интенсивное охлаждение и диффузия заряженных частиц в окружающую среду. Это приводит к быстрой деионизации и гашению дуги.

Движение дуги в магнитном поле. Электрическая дуга может рассматриваться как проводник с током. Если дуга находится в магнитном поле, то на нее действует сила, определяемая по правилу левой руки. Если создать магнитное поле, направленное перпендикулярно оси дуги, то она получит поступательное движение и будет затянута внутрь щели дугогасительной камеры.В радиальном магнитном поле дуга получит вращательное движение. Магнитное поле может быть создано постоянными магнитами, специальными катушками или самим контуром токоведущих частей. Быстрое вращение и перемещение дуги способствует ее охлаждению и деионизации.

17. Высоковольтные выключатели. Их назначение. Типы. Достоинства и недостатки.

Выключатель -- это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования: надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения); быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения; пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения; возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше; легкость ревизии и осмотра контактов; взрыво- и пожаробезопасность; удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_НОМ и номинальное напряжение U_H₀_M.

Масляные баковые выключатели.

В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. Выключатели такой конструкции (ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМЭ-10, ВС-10) применяются в установках 6 - 10 кВ.

Для наружных установок напряжением 35 кВ и выше баковые масляные выключатели благодаря простоте конструкции применяются достаточно. В отличие от выше приведенных выключателей они имеют специальные устройства - гасительные камеры.

По принципу действия дугогасительные устройства можно разделить на три группы:

с автодутьем, в которых высокое давление и большая скорость движения газа в зоне дуги создаются за счет выделяющейся в дуге энергии;

с принудительным масляным дутьем, у которых к месту разрыва масло нагнетается с помощью специальных гидравлических механизмов;

с магнитным гашением в масле, в которых дуга под действием магнитного поля перемещается в узкие каналы и щели.

Кроме серии выключателей С-35 производственным объединением "Уралэлектротяжмаш" изготовляются баковые масляные выключатели серии "Урал" У-35, У-110, У-220. Выключатели этих серий рассчитаны на номинальные токи 2000 и 3200 А и токи отключения до 50 кА. Габариты выключателей значительно уменьшены за счет применения современных материалов и пластмасс.

Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки, возможность установки встроенных трансформаторов тока.

Недостатки баковых выключателей: взрыво- и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

Маломасляные выключатели

Маломасляные выключатели получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами.

По одному типу изготавливают выключатели ВМГ-10 (выключатель масляный горшковый) и ВПМ-10.

По другой схеме, изготовляются выключатели серии ВМП (выключатель маломасляный подвесной).

При больших отключаемых токах на каждый полюс имеются два дугогасительных разрыва. По такой схеме выполняются выключатели серий МГГ и МГ на напряжение до 20 кВ включительно (до 12000 А).

Специально для КРУ выдвижного исполнения разработаны и изготовляются колонковые маломасляные выключатели серии ВК, ВКЭ.

Для установок 35 кВ и выше корпус колонковых выключателей фарфоровый, заполненный маслом. В выключателях 35 кВ(ВМК, ВМУЭ), 110-220 кВ (ВМТ) предусмотрен один разрыв на фазу, при больших напряжениях -- два и более разрывов.

Достоинствами маломасляных выключателей являются небольшое количество масла, относительно малая масса, более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам, возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Воздушные выключатели

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.

Выключатели для внутренней установки на напряжение 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ), а также на 35 кВ (ВВЭ-35-2О/16ООУЗ).

По конструктивной схеме созданы выключатели серии ВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая мощность, тем больше разрывов необходимо иметь в дугогасительной камере и в отделителе (на 330 кВ - 8, на 500 кВ - 10).

Если контактную систему поместить в резервуар сжатого воздуха, изолированный от земли, то скорость гашения дуги значительно увеличиться. Такой принцип заложен в основу выключателей ВВБ. Количество дугогасительных камер зависит от напряжения: 110 кВ - 1; 220-330 кВ - 2; 500 кВ - 4; 750 кВ - 6 (в серии ВВБК).

Специальные выключатели нагрузки ВНСГ. На 1150 кВ используется выключатель серии ВНВ, компонуется из резервуара со шкафом управления и опорной изоляционной колонки, на которой смонтирован дугогасительный модуль.

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключающую способность, надежное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, возможность создания серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

Электромагнитные выключатели

Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими типами выключателей. Выключатели этого типа выпускают на напряжение 6--10 кВ, номинальный ток до 3600 А и ток отключения до 40 кА.

Выключатель ВЭ-10-40, устанавливается на тележке и предназначенный для ячейки КРУ. Выключатели серии ВЭ-10 на различные токи отключения отличаются размерами дугогасительных камер. При номинальных токах 1600 А и выше рабочие контакты имеют серебряные напайки. Выводные контакты у выключателей до 2500 А розеточного типа, у выключателей на 3600 А пальцевые, без проходных изоляторов.

Достоинства электромагнитных выключателей: полная взрыво- и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для работы в условиях частых включений и отключений, относительно высокая отключающая способность.

Недостатки: сложность конструкции дугогасительной камеры с системой магнитного дутья, ограниченный верхний предел номинального напряжения (15-20 кВ), ограниченная пригодность для наружной установки.

Вакуумные выключатели

Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ.

Вакуумный выключатель ВВТЭ-10-10/630У2, предназначенный для коммутации электрических цепей 10 кВ в нормальных и аварийных режимах, встраиваемый в ячейки КРУ.

Выключатели ВВТП в отличие от вышеописанного имеют пружинный привод.

Еще один вакуумный выключатель ВВК-35Б-2О/1ОООУ1, предназначен для частых коммутаций в нормальных и аварийных режимах в электроустановках 35 кВ. Выключатель рассчитан на открытую установку.

В установках 110 кВ находит применение вакуумный выключатель ВВК-110Б-20/1000У1. В каждом полюсе в фарфоровой покрышке заключены четыре последовательно включенные дугогасительные камеры. В остальном устройство этого выключателя подобно выключателю ВВК-35.

Достаточно широкое применение получили вакуумные выключатели нагрузки ВНВ, рассчитанные на отключение номинальных токов. Вакуумные выключатели в мировой практике применяются в установках до 500 кВ включительно.

Достоинства вакуумных выключателей: простота конструкции; высокая

расходы.

Недостатки вакуумных выключателей: сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения, возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов.

Автогазовые выключатели

В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогенерирующего материала дугогасительной камеры. В системах электроснабжения городов и промышленных предприятий достаточно широко распространены выключатели нагрузки ВН-16, ВН-17 на 6--10 кВ с простейшей дугогасительной камерой, имеющей вкладыши из органического стекла.

В настоящее время эти выключатели модернизированы в серию ВН-10. Они могут снабжаться предохранителями ПК-6 или ПК-10 для защиты от токов КЗ, автоматическим устройством для отключения при срабатывании предохранителя, приводом ПРА и заземляющими ножами.

На базе предохранителя ПСН-35 создан автогазовый выключатель УПС-35У1. Рассмотренный выключатель может применяться для установки на открытой части КТП с трансформаторами 35/6--10 мощностью до 6300 кВА включительно. Он рассчитан на номинальный ток 50-130 А; ток отключения 1,6-2 к А.

Достоинства автогазовых выключателей: отсутствие масла; небольшая масса.

Недостатки: быстрый износ твердого дугогасителя, относительно большой износ контактов или их разрушение (в выключателе УПС).

Элегазовые выключатели

Элегаз SF₆ обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. Выключатели нагрузки элегазовые во многом напоминают конструкцию отделителей.

В стране разработаны конструкции выключателей нагрузки с элегазом на 35, 110, 220 кВ. Выключатели 35 и 110 кВ имеют по одной камере на полюс, в выключателе 220 кВ -- две камеры на полюс. Кроме того, разработаны конструкции выключателей на два и тринаправления. Такой аппарат заменяет два или три выключателя, что дает значительную экономию при установке их на подстанциях.

Выключатель нагрузки на три направления ВНЭШ-110.

Элегазовые выключатели могут отключать не только ток нагрузки, но и ток КЗ. Такие выключатели имеют дугогасительные устройства с автопневматическим дутьем. При отключении возникает дуга между неподвижным и подвижным контактами. Вместе с подвижным контактом перемещаются сопло из фторопласта и цилиндр с перегородкой. Поршень остается неподвижным, поэтому элегаз сжимается и его поток, проходя через сопло, создает продольное дутье и гасит дугу.

Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов, возможность создания серий с унифицированными узлами, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатки: необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки SF₆, относительно высокая стоимость SF₆.

Синхронизированные выключатели

Синхронизированным называется выключатель, контакты которого размыкаются в строго определенный момент времени с опережением момента перехода отключаемого тока через нуль. Гашение дуги в этом случае облегчается, так как количество энергии, выделяющейся в дуге, намного уменьшается. Синхронизированные сверхбыстродействующие выключатели обеспечат ряд преимуществ: повышение динамической устойчивости работы систем при КЗ, так как отключение обеспечивается до первого перехода тока через нуль; увеличение срока службы контактов выключателя, так как им не приходится отключать больших токов; большую отключающую способность.

18. Разъединители. Их назначение. Типы.

Разъединитель -- это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств.

Для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций: отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже.

К разъединителям предъявляются следующие требования:

создание видимого разрыва в воздухе;

электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов КЗ;

исключение самопроизвольных отключений;

четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).

Типы:

Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трехполюсным и, по роду установки --для внутренних и наружных установок, по конструкции -- рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

-- Разъединители для внутренней установки

В разъединителях рубящего типа нож вращается вокруг одного из неподвижных контактов, движение ножу передается от вала через фарфоровые тяги. Необходимое давление в контактах создается пружинами.

Для управления заземляющими ножами используется ручной рычажный привод(UP) или червячный привод (ПЧ). Включение и отключение главных ножей осуществляется электродвигательным приводом (ПДВ).

Для установки в комплектных экранированных токопроводах применяются разъединители катящегося типа с поступательным движением ножа. Эти разъединители рассчитаны на большие токи (12000, 14000 А).

-- Разъединители для наружной установки

В свое время широко применялись разъединители рубящего типа. Недостатком их являются большие габариты при отключенном положении ножа. Разъединители горизонтально-поворотного типа выпускаются на напряжение 10--750 кВ. Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, они перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов.

Подвесной разъединитель имеет подвижную контактную систему, состоящую из груза, снабженного пружинящими лапами и контактными наконечниками, к которым приварены токопроводы из двух алюминиевых труб. Вся эта система подвешена на гирляндах изоляторов к порталу.

Для электроустановок 1150 кВ разработаны разъединители двухколон-ковые с двумя телескопическими ножами, движущимися при включении в горизонтальной плоскости навстречу друг другу.

19. Физические процессы, происходящие в высоковольтных выключателях при отключении индуктивной нагрузки (тока КЗ). Меры, принимаемые в высоковольтных выключателях для ограничения восстанавливающего напряжения

Коммутационные перенапряжения при отключении индуктивных нагрузок (ненагруженных трансформаторов, асинхронных двигателей, реакторов, ртутных выпрямителей при обрыве тока в них и т.д.) являются следствием резкого уменьшения тока в индуктивности и освобождения запасённой в ней электромагнитной энергии. При мгновенном обрыве тока вся запасённая энергия пошла бы на зарядку собственной ёмкости индуктивной нагрузки относительно земли (рис. 2, а). В этом случае амплитуда U_макс может быть найдена из уравнения сохранения энергии:

В действительности ток в катушке не исчезает мгновенно, и П. достигает наибольшего значения в момент максимальной скорости уменьшения тока, а затем падает до нуля в режиме затухающих колебаний.

ВОССТАНАВЛИВАЮЩЕЕСЯ НАПРЯЖЕНИЕ

напряжение, появляющееся на контактах одного полюса коммутационного аппарата в переходном режиме непосредственно после погасания в нем дуги.
Примечания:
1. Восстанавливающееся напряжение может рассматриваться как слагающееся из напряжения промышленной частоты и свободных составляющих (апериодической, периодических одночастотных или многочастотных или комбинации из них).
2. Для трехполюсного аппарата под восстанавливающимся напряжением понимается напряжение, появляющееся на контакте полюса, гасящем дугу первым ГОСТ 17703-72

Многократный разрыв цепи тока. Отключение большого тока при высоких напряжениях затруднительно. Это объясняется тем, что при больших значениях подводимой энергии и восстанавливающегося напряжения деионизация дугового промежутка усложняется. Поэтому в выключателях высокого напряжения применяют многократный разрыв дуги в каждой фазе. Такие выключатели имеют несколько гасительных устройств, рассчитанных на часть номинального напряжения. Число разрывов на фазу зависит от типа выключателя и его напряжения. В выключателях 500--750 кВ может быть 12 разрывов и более. Чтобы облегчить гашение дуги, восстанавливающееся напряжение должно равномерно распределяться между разрывами. Для выравнивания напряжения параллельно главным контактам выключателя Г К включают емкости или активные сопротивления.

20. Выбор выключателей

При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например

допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки 0x01 graphic

по длительному току 0x01 graphic

по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию 0x01 graphic

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ 0x01 graphic

где

-- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени 0x01 graphic

;

-- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % ( 0x01 graphic

-- апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ) 0x01 graphic

;

-- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов: 0x01 graphic

здесь

= 0,01 с -- минимальное время действия релейной защиты; ( 0x01 graphic

-- собственное время отключения выключателя.)

Если условие 0x01 graphic

соблюдается, а 0x01 graphic

то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

По включающей способности проверка производится по условию 0x01 graphic

где

-- ударный ток КЗ в цепи выключателя; 0x01 graphic

-- начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя; 0x01 graphic

-- номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); 0x01 graphic

-- наибольший пик тока включения (по каталогу). Заводами-изготовителями соблюдается условие 0x01 graphic

, где

= 1,8 -- ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы 0x01 graphic

может быть более 1,8.На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: 0x01 graphic

где

-- наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; 0x01 graphic

-- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ. Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны выше.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ: 0x01 graphic

где Вк-- тепловой импульс тока КЗ по расчету; 0x01 graphic

-- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу; (

-- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.)

Если возникает необходимость проверки выключателя по параметрам восстанавливающегося напряжения, то по конкретным данным электроустановки -- мощности источников, реактивным сопротивлениям, емкостям трансформаторов, шин, аппаратов и т. д. -- производят расчет и построение кривой переходного процесса восстанавливающегося напряжения (ПВН). Согласно ГОСТ 687 --78Е эта кривая не должна пересекаться с нормированными кривыми ПВН. Методы расчета кривой ПВН изложены в [3.4, 3.5].

Выбор разъединителя проводят в комплексе с выбором выключателей. Значения 0x01 graphic

разъединителя должны соответствовать значениям 0x01 graphic

выбранного выключателя. Проверка проводится следующим образом 0x01 graphic

21.КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ ВЫШЕ 1 кВ. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ

а) Общие сведения

Разъединитель -- это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.

Однако для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций: отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дуго-гасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже.

Разъединителем разрешается также производить операции, если он надежно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоедини-тельным или обходным выключателем;

Разъединителями и отделителями разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий.

Значение отключаемого разъединителем тока зависит от его конструкции (вертикальное, горизонтальное расположение ножей), от расстояния между полюсами, от номинального напряжения установки, поэтому допустимость такой операции устанавливается инструкциями и директивными указаниями. Порядок операций при отключении намагничивающего тока трансформатора также играет важную роль. Если к нейтрали трансформатора был подключен заземляющий реактор, то предварительно его следует отключить. Если в цепи имеются разъединитель и отделитель, то отключение и включение намагничивающего тока и зарядных токов следует выполнять отделителями, имеющими пружинный привод, который позволяет быстро произвести эту операцию.

Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, поэтому к ним предъявляются следующие требования:

создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов КЗ;

исключение самопроизвольных отключений;

четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).

Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трехполюсными, по роду установки -для внутренних и наружных установок, по конструкции - рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

г) Короткозамыкатели и отделители

Короткозамыкателъ -- это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного КЗ в электрической цепи.

Короткозамыкатели применяются в упрощенных схемах подстанций для того, чтобы обеспечить отключение поврежденного трансформатора после создания искусственного КЗ действием релейной защиты питающей линии.

В установках 35 кВ применяют два полюса короткозамыкателя, при срабатывании которых создается искусственное двухфазное КЗ. В установках с заземленной нейтралью (110 кВ и выше) применяется один полюс короткозамыкателя. Конструкция короткозамыкателя КЗ-35 показана на рис. 4.47. При включении короткозамыкателя во избежание возникновения дуги и повреждения аппарата необходимо обеспечить большую скорость движения ножа. В существующих конструкциях время включения короткозамыкателя составляет 0,12 -- 0,25 с.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Включение отделителя производится вручную. Отделители, так же как разъединители, могут иметь заземляющие ножи с одной или двух сторон. Недостатком существующих конструкций ОД является довольно большое время отключения (0,4-0,5 с).

Отделители могут отключать обесточенную цепь или ток намагничивания трансформатора.

Отделители и короткозамыкатели открытой конструкции недостаточно надежно работают в неблагоприятных погодных условиях (мороз, гололед). В эксплуатации наблюдаются случаи их отказа в работе. Взамен этих конструкций разработаны отделители и короткозамыкатели с контактной системой, расположенной в закрытой камере, заполненной элегазом.

22. ШИННЫЕ КОНСТРУКЦИИ. ТИПЫ ПРОВОДНИКОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В ОСНОВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЦЕПЯХ. УСЛОВИЯ ИХ ВЫБОРА.

а) Типы проводников, применяемых в основных электрических цепях

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Цепь генератора на ТЭЦ.В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6--10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются стале-алюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Цепь трансформатора собственных нужд. От стены ГРУ до выводов, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то" участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд применяется кабельное соединение.

В цепях линий 6--10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6 --10 кВ или с КРУ 6 --10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6--10 кВ применяется жесткая ошиновка.

б) Выбор жестких шин

. Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора

где

-- допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха, отличной от принятой в таблицах ( 0x01 graphic

= 25 ®С). В последнем случае 0x01 graphic

Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято 0x01 graphic

= 70 ®С;

= 25®С тогда

где

~ допустимый ток по таблицам при температуре воздуха 0x01 graphic

= 25 ®С;

-- действительная температура воздуха;

- допустимая температура нагрева продолжительного режима (по § 1.3.22 ПУЭ для шин принято +70®С).

23. ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Системы проводников при протекании по ним токов испытывают электродинамические взаимодействия, сопровождающиеся значительными механическими напряжениями.

При одинаковом направлении тока проводники притягиваются, а если токи направлены в противоположные стороны, то отталкиваются.

В реальных аппаратах и шинных конструкциях могут возникать довольно большие силы взаимодействия токов одной фазы. Это происходит при расщеплении фазы на ряд параллельных проводов, а также тогда, когда проводники не прямолинейны, а образуют петли,

изгибаются под углом.

Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, в проводниках при протекании по ним токов КЗ, все элементы токоведущей конструкции должны обладать достаточной электростойкостью.

Под электродинамической стойкостью понимают обычно способность аппаратов или проводников выдерживать механические усилия, возникающие при протекании токов КЗ, без деформаций, препятствующих их да.гънейшей нормальной работе.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийный ток при котором обеспечивается электродинамическая стойкость.Чаще всего в каталогах на оборудование задается мгновенное значение тока электродинамической стойкости 0x01 graphic

(или

, или

)При выборе аппаратов гарантированный заводом-изготовителем ток сравнивается с расчетным ударным током КЗ. Должно быть выполнено условие 0x01 graphic

Электродинамическая стойкость жестких шин, за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ, определяется расчетом механических напряжений в материале проводника при КЗ. Критерием стойкости служит выполнение условия 0x01 graphic

, где

-- соответственно допустимое и расчетное значения механических напряжений в материале проводника..

Согласно ПУЭ на электродинамическую стойкость не проверяют аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на ток до 60 А, а также аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при условии их расположения в отдельной камере.

Не рассчитывают механические напряжения от сил электродинамического взаимодействия в гибких проводах. Однако при ударных токах более 50 кА такие провода требуется проверять на схлестывание.

В ПУЭ оговорены также другие частные случаи, когда допустимо не проверять аппараты и проводники на электродинамическую стойкость при КЗ.

ТЕРМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

При протекании тока КЗ температура проводника повышается. Длительность процесса КЗ обычно мала (в пределах нескольких секунд), поэтому тепло, выделяющееся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически целиком идет на нагрев проводника.

Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев проводника может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, к деформации и плавлению токове-дущих частей и т. п.

Критерием термической стойкости проводника является допустимая температура его нагрева токами КЗ. Поэтому проводник или аппарат следует считать термически стойким, если его температура в процессе КЗ не превышает допустимых величин.

Они определены из соображений сохранения механической прочности металла для голых проводников и устойчивости изоляции к нагреву для изолированных.

Определить температуру нагрева проводников в процессе КЗ можно следующим путем. При КЗ за время А1 в проводнике выделяется определенное количество тепла 0x01 graphic

где

-- действующее значение полного тока КЗ в момент t КЗ; 0x01 graphic

-- активное сопротивление проводника при данной его температуре 0x01 graphic

В ПУЭ и руководящих указаниях [3.7~\ оговорен ряд случаев, когда допустимо не проверять проводники и аппараты на термическую стойкость при КЗ. Это касается проводов воздушных линий при отсутствии на них быстродействующего АПВ, аппаратов и проводников цепей, защищенных плавкими предохранителями, проводников цепей трансформаторов напряжения и некоторых других случаев. При рассмотрении особых случаев КЗ, не отраженных выше, а также при необходимости проведения.

24.Типы распределительных устройств. Требования, предъявляемые.

Распределительное устройство -- это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии, содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

КРУ - распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины шкафов, подводят кабели. Это позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом. В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух, масло, пирален, твердая изоляция, инертные газы. КРУ с масляной и газовой изоляцией могут изготовляться на высокие напряжения (в мировой практике есть конструкции на 220, 400 и 500 кВ). В КРУ могут применяться обычные аппараты или специально предназначенные для КРУ, могут сочетаться. КРУ 6--10 кВ применяются выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей -- втычные контакты. Применение приводит к сокращению объема и сроков проектирования, при необходимости легко реконструкция и расширение электроустановки. Для РУ 6--10 кВ понизительных подстанций, а также в системе собственных нужд электростанций для схемы с одной системой шин широко применяются КРУ различных типов. Выкатная тележка может занимать три положения: рабочее (тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты); испытательное (тележка в корпусе шкафа, но первичные цепи разомкнуты, а вторичные замкнуты); ремонтное (тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты).

КРУ наружной установки (КРУН) предназначены для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защиты и управления. Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны, то КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью воздуха более 80 %, опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от -- 40 до + 35 ®С. В некоторых сериях КРУН предусматривается искусственный подогрев воздуха внутри шкафа для создания условий, препятствующих конденсации влаги. КРУН могут иметь стационарную установку выключателя в шкафу или выкатную тележку с выключателем подобно КРУ внутренней установки. Применяются для комплектных трансформаторных подстанций и в открытых РУ электростанций и подстанций.

ЗРУ сооружаются обычно при напряжении 3 -- 20 кВ, внутри здания. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей для различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым или применяется смешанное ограждение -- на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей, а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Строительные конструкции ЗРУ должны отвечать требованиям. Здание РУ сооружается из огнестойких материалов. При проектировании ЗРУ предусматриваются меры для ограничения распространения возникшей аварии. Оборудование отдельных элементов устанавливается в камерах -- помещениях, ограниченных со всех сторон стенами, перекрытиями, ограждениями.Предусматривается естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов, а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания открытых камер с маслонаполненным оборудованием. Распределительное устройство должно быть экономичным, уменьшают объем здания и упрощают его конструкцию, применяют здания РУ из сборных железобетонных конструкций, заменивших кирпичную кладку, применявшуюся раньше.

ОРУ расположено на открытом воздухе. РУ 35 кВ и выше сооружаются открытыми. Должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ. Аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а жесткие -- с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Жесткая ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и выше маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Оперативные цепи, цепи управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ. Открытое РУ должно быть ограждено. ОРУ преимущества : меньше объем строительства, лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость.

25.Основные требования, предъявляемые к схемам электросоединений.

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) -- это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции, определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д. На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении. В соответствии с (ЕСКД). В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства. При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки. На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников без аппаратуры. Учитываться следующие факторы: 1)Значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы.2) Положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. 3)категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Основные требования к схемам: надежность электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; оперативная гибкость электрической схемы; экономическая целесообразность. Надежность -- свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты.

26.Схемы электрических соединений, применяемые на напряжении 110-220 кВ. Назначение обходной системы шин в схемах ОРУ 110-220 кВ.

При небольшом количестве присоединений на стороне 35 -- 220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования. Употребляются на подстанциях.

В блоках трансформатор -- линия на подстанциях (Б) со стороны высокого напряжения устанавливаются отделители и короткозамыкатели. Основным достоинством схемы является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформаторные подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии. На стороне 35 -- 220 кВ подстанций допускается применение схемы мостика с выключателями в цепи трансформаторов вместо отделителей и короткозамыкателей, если по климатическим условиям установка последних недопустима. На двухтрансформаторные подстанциях 35-220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор -- линия, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей. Схема четырехугольника применяется в РУ 330 кВ и выше. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико. К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной системой шин (рис. 5.14). В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Обходной Выключатель может заменить любой другой выключатель, После операций по переводу на обходной выключатель линия получает питание через обходную систему шин и выключатель от первой секции (5.14,6). Все эти операции производятся без нарушения электроснабжения по линии, хотя они связаны с большим количеством переключений.

С целью экономии функции обходного и секционного выключателей могут быть совмещены. На схеме рис. 5.14, а кроме выключателя есть перемычка из двух разъединителей. В нормальном режиме эта перемычка включена, обходной выключатель присоединен к секции и также включен. Таким образом секции В1 и В2 соединены между собой. На подстанциях секционируется одна система шин при 220 кВ при числе присоединений 12--15 или при установке трансформаторов мощностью более 125 МВ-А; обе системы шин 110 -- 220 кВ секционируются при числе присоединений более 15.

Рис. 5.14. Схема с одной рабочей и обходной системами шин:

а -- схема с совмещенным обходным и секционным выключателем и отделителями в цепях трансформаторов; 6 -- режим замены линейного выключателя обходным; в -- схема с обходным и секционным выключателем.

5.15.

Для РУ 110 -- 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис. 5.15, а). Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии и трансформатор присоединены к первой системе шин, другие линии и трансформатор присоединены ко второй системе шин, шиносоединительный выключатель включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются, шиносоединительный выключатель отключается только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 -- 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15.

Особенности схемы с двумя системами шин были рассмотрены ранее (см. § 5.2, б). Здесь следует отметить, что для РУ 110 кВ и выше существенными становятся недостатки этой схемы:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор -- трансформатор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может занять несколько часов;

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

необходимость установки шиносоединителъного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и обходного выключателей (рис. 5.15,6). Для электростанций с мощными энергоблоками (300 МВт и более) увеличить надежность схемы можно, присоединив источники или автотрансформаторы связи через развилку из двух выключателей (рис. 5.15, в).

27. Схемы электрических соединений, приняемые на напряжении 35 кВ. (одна секционирования, две рабочих системы шин.)

При небольшом количестве присоединений на стороне 35 -- 220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное.

0x01 graphic

При большом количестве присоединений на повышенном напряжении возможно применение схем с одиночной секционированной системой шин (см. рис. 5.9). Эта схема обладает рядом существенных недостатков, в том числе необходимостью отключения линии или источников питания на все время ремонта выключателя в их цепи. При напряжении 35 кВ отключение линии будет непродолжительным, так как длительность ремонта выключателей невелика. В этот период используется резерв по сети, чтобы обеспечить питание потребителей.

0x01 graphic

На 35 кВ обходная система шин не предусматривается, то есть употребляется схема с двумя рабочими системами шин. То есть эта такая же схема как и на 110 кВ, но без обходного выключателя.

28. Схемы электрических соединений, применяемые на напряжении 330 кВ и выше при большом числе присоединений (3/2, 4/3), их преимущества и недостатки.

В РУ 30-750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (рис.1). На шесть присоединений необходимо девять выключателей, отсюда и название схемы. Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии W1 необходимо отключить выключатели Q1, Q2, для отключения трансформатора Т1 - Q2, Q3. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители по обе стороны от выключателя.

Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Высокая надёжность, т.к. все цепи остаются в работе даже при повреждениях на СШ.

Недостатки: отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей; удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, т.к. одна цепь должна присоединяться через два выключателя; снижение надёжности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов; усложнение цепей РЗ; увеличение количества выключателей в схеме.

Рис.1 Рис.2 Рис.3

В схеме 4/3 на 9 присоединений требуется 12 выключателей (рис.2). Схема с 4/3 выключателя имеет все достоинства полуторной схемы, а кроме того: схема более экономична; секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более; надёжность схемы практически не снижается, если в одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии; конструкция ОРУ по рассмотренной схеме достаточно экономична и удобна в обслуживании (рис.3).

29.Схемы электрических соединений на генераторном напряжении ТЭЦ (ГРУ).

На ТЭЦ с генераторами 63 МВт потребители электроэнергии, расположенные на удалении (3-5 км), могут получать электроэнергию на генераторном напряжении. При этом на ТЭЦ сооружается ГРУ 6-10 кВ, обычно с одной системой шин по схеме, изображённой ниже.

0x01 graphic

Число и мощность генераторов, присоединённых к ГРУ, должно быть таким, чтобы при поломке одного генератора оставшиеся полностью обеспечивали питание потребителей.

Связь с энергосистемой осуществляется по линиям 110, 220 кВ. Если предусматривается присоединение большого числа линий, то при ТЭЦ сооружается РУ с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

При увеличении тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены генераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к СШ генераторного напряжения не присоединяются, т.к. резко увеличит токи КЗ, а номинальные напряжения этих генераторов отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы присоединяются в блоки, работающие на шинах 110-220 кВ.

30. Кольцевые (многоугольников) схемы электрических соединений станций и подстанций, на какие напряжения, при каком числе присоединений применяются.

В кольцевых схемах выключатели соединяются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент присоединяется между двумя соседними выключателями.

0x01 graphic

Рис.1 Рис.2 Рис.3

Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника (рис.1). Линия W1 присоединена к схеме выключателями Q1, Q2, линия W2 выключателями Q2, Q3, трансформатор - Q1, Q3. Многократное присоединение элемента в общую схему увеличит гибкость и надёжность работы, при этом число выключателей в схеме не превышает числа присоединений. Схема экономична, т.к. на три присоединения - три выключателя.

На рис.2 представлена схема четырёхугольника (квадрата). Эта схема экономична, позволяет производить ревизию и опробование любого выключателя без нарушения работы её элементов. Схема обладает высокой надёжностью. Применяется в РУ 330 кВ и выше электростанций, а также на подстанциях при напряжении 220 кВ и выше.

Широкое применение получила схема шестиугольника (рис.3). Обладает особенностями разобранных выше схем. Выключатели Q2 и Q5 являются наиболее слабыми элементами схемы, т.к. их отключение приводит к отключению линий W1 и W2 или W3 и W4. Если по этим линиям проходит транзит мощности, следует проверить, не произойдёт ли при этом нарушение устойчивости параллельной работы энергосистемы.

Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Недостатком является более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце.

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

31. Схемы электрических соединений, применяемые на тупиковых и ответвительных подстанциях.

Тупиковые и ответвительные подстанции выполняются по упрощённым схемам без выключателей ВН.

0x01 graphic

Рис.1 Рис.2 Рис.3

Тупиковые однотрансформаторные подстанции на стороне 35-330 кВ выполняются по схеме блока трансформатор-линия без коммутационной аппаратуры или с одним разъединителем (рис.1), если защита линии со стороны питающего конца имеет достаточную чувствительность к повреждениям в трансформаторе.

Тупиковые подстанции 35 кВ выполняются по схеме блока трансформатор-линия с установкой разъединителя и предохранителя (рис.2), если предохранитель обеспечивает надёжную защиту трансформатора и если обеспечивается селективность с защитой линий на стороне НН.

Тупиковые двухтрансформаторные подстанции выполняюся по схеме двух блоков с разъединителями, предохранителями или отделителями в зависимости от перечисленных выше условий без перемычки между блоками.

Ответвительные подстанции, присоединённые к линиям 35-220 кВ глухой отпайкой, выполняются по схеме двух блоков с отделителями и короткозамыкателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой из двух разъединителей.

Если на тупиковой или ответвительной подстанции возникает необходимость присоединения одной дополнительной линии, то при напряжении 110 кВ может применяться схема моста с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединённой через два выключателя (рис.3).

Ответвительные однотрансформаторные подстанции выполняются по схеме блока линия-трансформатор с отделителями и короткозамыкателями.

32. Схемы электрических соединений, применяемые на узловых ПС

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН. Исходя из применяющихся типов и конфигураций сети и возможных схем присоединения ПС их можно подразделить на следующие виды: тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Узловая подстанция - это ПС, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок. Как правило узловыми подстанциями осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Обычно эти подстанции с высшим напряжением 220-750 кВ.

Как правило на стороне ВН узловых подстанций в сети 110 кВ, а также на стороне СН ПС 220(330)/110/НН и 500/100/НН кВ используется схема с одной секционированной системой шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем:

0x01 graphic

Как правило, обе системы шин находятся в работе, трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1, трансформатор Т2 присоединен 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. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15, а также на электростанциях при числе присоединений до 12.

На стороне ВН подстанций 330-750 кВ обычно применяют три вида схем:

-- Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя

-- Трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий

-- Полуторная схема

В распределительных устройствах 330 -- 750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. На каждое присоединение "полтора" выключателя (отсюда происходит второе название схемы: "полуторная", или "схема с 3/2 выключателя на цепь").

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением.

0x01 graphic

Схема с 3/2 выключателя на присоединение

33. Схемы блоков, применяемые на КЭС (ГРЭС)

Схемы выдачи электроэнергии КЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим типовые схемы соединения:

0x01 graphic

А)Блок с двухобмоточными трансформаторами

Здесь выключатели на генераторном напряжении как правило отсутствуют. Вкл/откл. энергоблока производится выключателем Q1 со стороны ВН. Такой энергоблок называется моноблоком. Отсутствие выключателя на ответвлении к с.н. приводит к необходимости отключения всего энергоблока при повреждении в трансформаторе с.н. Данная схема принята как типовая для энергоблоков 160 МВт и более.

Б)Блок с автотрансформатором

Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС. При повреждении Г отключается Q3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на одной из шин повышенного напряжения, отключится Q2 или Q1 соответственно, а блок остается работать на неповрежденные шины. Разъединители - для возможности вывода в ремонт выкл. при сохр. в работе блока или АТ.

В)Объединенный блок

Объединение двух блоков с отдельными Т под общий выключатель Q1 применяется с целью упрощения и удешевления конструкции. Выключатели Q2, Q3 - для включения Г на параллельную работу и для обеспечения надежности. Применение объединенных энергоблоков допустимо в мощных энергосистемах , имеющих достаточный резерв, в целях экономии выключателей, воздушных и кабельных связей между трансформаторами и РУ повышенного напряжения.

Г)Блок с генератором 1200 МВт

Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора, соединяются в блок с повышающим Т с двумя обмотками НН.

34. Охарактеризовать электрические сети с эффективно-заземленной нейтралью

Эффективно-заземленная нейтраль применяется для сетей 110 кВ и выше.

Отношение абсолютного значения напряжения на неповрежденной фазе при замыкании одной из прочих двух на землю к номинальному напряжению сети называют коэффициентом заземления:

0x01 graphic

. При
заземление нейтрали называют эффективным.

Чем эффективнее заземление нейтрали, тем меньше напряжение на неповрежденных фазах. На нейтрали оно стремится к нулю, что позволяет изоляцию нейтрали силовых трансформаторов (автотрансформаторов) в установках 110 кВ и выше выполнить ослабленной (неполной), что экономически выгодно. С другой стороны, эффективное заземление нейтрали увеличивает ток замыкания на землю, что нежелательно.

На практике эффективное заземление нейтрали создается непосредственным заземлением нейтрали части трансформаторов электрической системы, чтобы одновременно выполнить условия 0x01 graphic

Однако имеется ряд факторов, которые не позволяют в электрической системе заземлять нейтрали трансформаторов исходя только из условия обеспечения желательного электрического режима при однофазном коротком замыкании.

Такими факторами являются:

-- Изоляция нейтрали силовых трансформаторов по экономическим соображениям выполняется пониженной. Трансформаторы напряжением 110 кВ, изготовленные до 1968 года, имеют изоляцию нейтрали класса 35 кВ, одноминутное испытательное напряжение которой равно 85 кВ. У трансформаторов, выпускаемых после 1968 года, изоляция нейтрали усилена и имеет одноминутные

испытательные напряжения, соответственно, для номинальных

напряжений 110, 150 и 220 кВ - 100, 130 и 200 кВ.

Поэтому трансформаторы в электрических сетях до 220 кВ включительно разрешается не заземлять при условии установки между нейтралью и землей соответствующего разрядника.

Испытательные напряжения нейтрали трансформаторов напряжением 330 кВ и выше не нормируются, поэтому нейтрали этих трансформаторов должны заземляться обязательно.

-- Нейтрали автотрансформаторов должны заземляться обязательно независимо от напряжения, так как в противном случае при однофазном замыкании на землю в сети высшего напряжения может иметь место недопустимое повышение напряжения на фазах в сети более низкого напряжения.

-- На электростанциях трансформаторы желательно держать заземленными во избежание работы с незаземленной нейтралью в случае отделения электростанции от системы.

-- На подстанциях понизительные трансформаторы при отсутствии указанных выше ограничений желательно не заземлять, так как при этом улучшаются условия работы защиты от однофазных коротких замыканий.

35) Охарактеризовать сети с незаземленной (изолированной) нейтралью.

В сетях с незаземленной (изолированной) нейтралью, токи замыкания на землю имеют маленькие значения:

0x01 graphic
,

где

- ток однофазного замыкания на землю;

- ток трехфазного короткого замыкания.

Практически, ток замыкания в сети в этом режиме в основном определяется распределенными емкостями фаз относительно земли 0x01 graphic

. На схеме (рис.1) распределенные емкости изображаются сосредоточенными 0x01 graphic

. Напряжения на неповрежденных фазах достигают линейного значения

. При замыкании фазы А на землю

напряжение на нейтрали увеличивается до 0x01 graphic

. Значения междуфазных напряжений при этом не изменяются, что позволяет не отключать потребитель при замыкании на землю. ( Релейная защита работает на сигнал).

0x01 graphic

Рис. 1. Электрическая сеть с незаземленной нейтралью

Если в сетях с незаземленной нейтралью, в месте замыкания возможно возникновение перемежающейся дуги, которая вызывает перенапряжения в сети до 3U_Ф и однофазное замыкание может перейти в междуфазное, что приведет к отключению поврежденного участка сети.

Поэтому рекомендуют применять заземление нейтрали через резистор или через дугогасящий реактор.

При резистивном заземлении возможны два варианта:

-- Сопротивление резистора выбирают таким, чтобы выполнялось условие 0x01 graphic

, при этом решается задача перенапряжений при дуговых замыканиях. Такой режим условно называют высокоомным резистивным заземлением, и он чаще применяется в сетях с небольшими емкостными токами, в частности в сетях собственных нужд электростанций и в воздушных сетях 6 - 35 кВ;

-- В этих же сетях сопротивление резистора выбирают таким, чтобы активная составляющая тока в месте замыкания составляла 30 - 60 А. В этом случае чрезвычайно упрощается выполнение селективной защиты от замыканий на землю, которая при таких токах должна действовать на отключение с небольшой выдержкой времени.

36. Охарактеризовать электрические сети с резонансно-заземленной нейтралью

Режим нейтрали является важнейшей характеристикой электрической системы, определяющим:

-- уровень изоляции электроустановки;

-- выбор коммутационной аппаратуры;

-- величины токов при однофазных замыканиях на землю;

-- условия работы релейной защиты;

-- безопасность в электрических сетях.

В России, в зависимости от номинального напряжения, применяются следующие режимы работы нейтрали:

-- глухозаземленная (0.4 кВ);

-- незаземлённая (изолированная) (0,6 - 35 кВ);

-- заземленная через дугогасящий реактор (резонансно-заземленная) (0,6-35 кВ);

-- заземленная через резистор (0,6 - 35 кВ);

-- эффективно-заземленная (110 кВ и выше).

Охарактеризуем эл.сеть с резонансно-заземленной нейтралью (рис.1)

0x01 graphic

Рис. 1. Электрическая сеть с резонансно-заземленной нейтралью

В нормальном режиме работы ток через дугогасящий реактор (ДГР) практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной фазы ДГР оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током 0x01 graphic

индуктивный ток реактора 0x01 graphic

. Так как индуктивный ток отстает от напряжения на 90®, а емкостный ток опережает на 90®, то в месте замыкания они компенсируют друг друга при условии 0x01 graphic

(резонанс, рис. 1), поэтому эти сети называют с резонансно-заземленной нейтралью. Дугогасящий реактор создает при замыкании на землю двойное действие: во-первых, как указывалось выше, он существенно уменьшает (компенсирует) ток в месте замыкания на землю и, во-вторых, замедляет восстановление напряжения на поврежденной фазе после обрыва дуги. Оба эти обстоятельства способствуют гашению дуги, а точная настройка дугогасящего реактора приводит к снижению перенапряжений. ДГР должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем тремя линиями. При компенсации сетей генераторного напряжения реакторы располагают вблизи генераторов. В сетях с резонансно-заземленной нейтралью допускается временная работа с замкнутой на землю фазой до тех пор, пока не представится возможность произвести необходимые переключения для отделения поврежденного участка. Наличие ДГР особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, т.к. при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается.

37. Собственные нужды электрических станций

Собственные нужды - совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ней эл.части, объединяющая работу электроустановки. Состав с.н. - механизмы, приводные двигатели, РУ с.н., элементы, питающие РУ с.н., оборудование для отопления, освещения. Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные АД электродвигатели с КЗ ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться СД. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока. Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя, так как стоимость электродвигателей 3 и 6 кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электроэнергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.

Если на электростанции предусматривается ГРУ 6-10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор с.н.

Если генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MBА и более.

Значительного уменьшения токов КЗ в системе с. н. можно добиться, применив вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины, а генератор не имеет электрической связи с основными генераторами электростанции. Однако установка турбины малой мощности неэкономична, и такая система может оправдать себя только в сочетании со схемой питания отпайкой от энергоблока. В этом случае часть потребителей с. н. присоединяют к трансформаторам с. н., а часть - к вспомогательному турбоагрегату. При уменьшении нагрузки энергоблока уменьшают частоту вспомогательного генератора, чем осуществляется плавное регулирование производительности подключенных механизмов (питательных, циркуляционных, конденсатных насосов, дымососов, вентиляторов). Такое частотное групповое регулирование позволяет снизить расход энергии на с.н., что может оправдать увеличение затрат на установку вспомогательного турбоагрегата.

Все рассмотренные схемы не могут обеспечить надежного питания с.н., так как при повреждениях в генераторах, на шинах ГРУ или в тепломеханической части нарушается питание РУСН. Поэтому кроме рабочих источников должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой.

На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. Выбор мощности рабочих трансформаторов с. н. производится с учетом числа и мощности потребителей с. н. Точный перечень всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеханической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств.

38. Особенности питания собственных нужд КЭС (расход на с.н. 3-8% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей связанных с пускорезервными трансформаторами с.н.

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с.н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один -- при двух блоках, два - при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энергоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается: один -- при двух энергоблоках, один присоединенный и один, готовый к замене,- при трех и более. Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому условию. Резервные трансформаторы с.н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500 -- 750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН. - Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Резервный трансформатор с.н. может присоединяться при помощи ответвления от блока генератор -- трансформатор с установкой генераторного выключателя.

Резервные трансформаторы с.н. на КЭС с энергоблоками 160 МВт и более присоединяются к разным источникам питания (РУ разных напряжений, разные секции сборных шин РУ одного напряжения, обмотки НН автотрансформаторов).

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один энергоблок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6-10/0,4 кВ. Расход па с. н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т. д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

39. Особенности питания собственных нужд ТЭЦ (расход на с.н. 5-14% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с.н. неблочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций с. н. 6 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.

Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один трансформатор с.н. или одна реактированная линия с.н. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих.

Если к одной секции ГРУ присоединены два рабочих источника с. н., то мощность резервного трансформатора или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.

На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного рабочего источника и одновременно пуск одного котла или турбины. Если в блоках генератор - трансформатор установлен выключатель, то резервный трансформатор выбирается такой же мощности, как и рабочий. На ТЭЦ неблочного типа (с поперечными связями по пару) выбирается один резервный источник 6 кВ на каждые шесть рабочих трансформаторов или линий. На блочных ТЭЦ число резервных трансформаторов выбирается так же, как и на КЭС.

Схемы питания с. н. 0,4 кВ строятся по такому же принципу, как и на КЭС. Мощность с. н. 0,4 кВ ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощности с. н.

40. Вторичные цепи. Требования к схемам дистанционного управления выключателем

Вторичные цепи применяются для управления основного оборудования и его контроля, к ним относятся цепи РЗиА, цепи измерения, цепи сигнализации.

Требования к схемам дистанционного управления выключателем:

1. Цепи управления должны допускать управление выключателя как со щита управления, так и по месту его установки

2. На щите управления и в РУ должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя

3. Цепи управления должны иметь сигнализацию, предупреждающую об обрыве сигнальных цепей.

4. Управляющий импульс должен сниматься с исполнительного эл-та после выполнения команды, т.к. обмотки электромагнита включения и отключения не предназначены для длительного обтекания током.

5. Схема управления должна предусматривать блокировку от "прыгания", т.е. от многократных включений на устойчивое кз при одном командном импульсе.

6. Схема должна предусматривать не только управление с помощью ключа (ручного), но и подачей соответствующего импульса от устройства РЗиА.

7. Число жил контрольного кабеля, соединяющего устройства щита управления и выключатели должно быть минимальное.

41. Систематические и аварийные перегрузки силовых трансформаторов. Правила перегрузок.

Перегрузка трансформатора - режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или температура охлаждающей среды больше принятой расчетной.

Допустимые систематические нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течение суток. Обычно в ночные, утренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума перегружен. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается. Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки + 140 ®С, наибольшая температура масла в верхних слоях + 95 ®С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает + 98 ®С

Нагрузка более 1,5S_НОМ должна быть согласована с заводом-изготовителем. Нагрузка более 2,0S_НОМ не допускается.

Аварийная перегрузка разрешается в аварийных случаях, например при выходе из строя параллельно включенного трансформатора.

Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140®С для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160 ®С для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115®С). Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсирован нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.

Значение допустимой аварийной перегрузки определяется в зависимости от коэффициента начальной нагрузки, температуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегрузки и длительности перегрузки. Максимальная аварийная перегрузка не должна превышать 2,0S_НОМ.

42. Cхема управления и сигнализации масляного выключателя с электромагнитным приводом

Схема управления маломасляным выключателем типа ВКЭ-10 показана на рис.

Управление выключателем производится через реле команд КСС и КСТ. В обеих цепях управления предусмотрен подхват команды контактами реле КВ4 и КВЗ, обеспечивающий завершение команды. На случай невыполнения команды управления предусмотрена блокировка с помощью реле КВ1 и КВ2. Так, при включении выключателя шунтируется обмотка реле КQТ и его контакты с замедлением на возврат замыкают цепь реле КВ1 (вспомогательный контакт SQ замкнут). С выдержкой времени замыкаются контакты КВ1 в цепи реле КВ2. Если за это время выключатель не отключился (вспомогательные контакты SQ остались замкнутыми), разомкнутся контакты КВ2 и обесточится цепь контактора КМ и соответственно электромагнита YАС.

Блокировка от многократных включений на КЗ выполнена по распространенной для этого класса выключателей схеме, использующей вспомогательные контакты электромагнита отключения УАТ. При длительной команде включения на КЗ после первого отключения выключателя электромагнит отключения УАТ остается под напряжением по цепочке: плюс -- КСС (автоматика) -- КВ4 -- замыкающие вспомогательные контакты УАТ -- К. Размыкающие вспомогательные контакты УАТ разрывают цепь включения. Резистор R ограничивает ток УАТ. Для контроля цепей управления использованы два промежуточных реле: реле положения "включено" КQС, контролирующее цепь отключения, и реле положения "отключено" КQТ, контролирующее цепь включения. Цепь запуска звуковой сигнализации обрыва образуется через последовательно включенные размыкающие контакты КQС и КQТ обоих реле. При исправном состоянии оперативных цепей обмотка одного реле обтекается током, а другого обесточена. В результате цепь звукового сигнала разомкнута. В случае обрыва цепи последующей операции обмотки обоих реле оказываются обесточенными и появляется звуковой сигнал. Резисторы в цепях реле КQS и КQТ предотвращают срабатывание выключателя при случайном закорачивании обмотки реле во время работы во вторичных цепях.

43. Схема управления воздушным выключателем

Воздушные выключатели имеют пофазное исполнение и пофазные приводы. Поэтому число вспомогательных контактов и электромагнитов управления увеличивается в лучшем случае в 3 раза, если фаза имеет одну колонку (выключатели 35 - 220 кВ). Выключатели более высокого напряжения имеют более сложную схему управления.

Управление воздушным выключателем может быть трехфазным и пофазным, если предусмотрено однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ). На рис. 32.14 показана схема трехфазного управления. Электромагниты управления соответствующего назначения соединены между собой параллельно. Вспомогательные контакты разноименных фаз в цепи включения соединены последовательно, а в цепи отключения - параллельно. Поэтому при отказе механизма какого-либо вспомогательного контакта отключение все равно произойдет, что особенно важно в аварийных условиях; однако включение в работу неисправного выключателя окажется невозможным.

Электромагниты управления состоят из двух секций, одна из которых в начале операции шунтирована своим вспомогательным контактом. Это увеличивает ток в электромагнитах в начальный момент; затем размыкается шунтирующий контакт и ток снижается.

Надежная работа воздушного выключателя возможна только в том случае, если давление воздуха, контролируемое электроконтактным манометром, не снижается ниже допустимого. Последнее устанавливают с таким расчетом, чтобы в случае включения на КЗ обеспечивалось его надежное отключение. Если же давление в резервуаре оказывается ниже допустимого, манометр КSР размыкает свои контакты и с помощью промежуточного реле КLР разрывает цепь управления выключателя. В процессе операций включения или отключения давление воздуха понижается. Такое снижение не должно мешать нормальному завершению операции. Для этой цели служит последовательная обмотка реле КLР. Если при подаче оперативной команды давление воздуха нормально, то контакты КSР замкнуты; реле КLР, сработавшее через параллельную обмотку, удерживается в подтянутом состоянии последовательной обмоткой (током соответствующего электромагнита) до конца операции, пока цепь последовательной обмотки не будет разомкнута вспомогательными контактами выключателя. При включении выключателя предусмотрен подхват реле контроля давления.

При разрегулировании вспомогательных контактов выключателя или неопытности оператора длительность команды может оказаться недостаточной для завершения операции. Это может привести к нарушению нормальной последовательности работы контактов выключателя и его повреждению. Для свершения начатой операции контакты командного органа шунтируются замыкающими контактами электромагнита управления УАС и реле КВS.

Схема управления воздушным выключателем имеет, кроме того, блокировку от неполнофазного действия. В случае отказа в действии одного из полюсов выключателя возникает неполнофазный режим, который может привести к срабатыванию токовых защит нулевой последовательности и неселективному отключению присоединений. Для блокирования этого опасного режима вводится промежуточное реле неполнофазных режимов КL1, в цепь обмотки которого включены две группы вспомогательных контактов трех полюсов выключателя (замыкающих и размыкающих), соединенных между собой последовательно. При отказе какого-либо полюса выполнить команду на отключение или включение реле КL1 срабатывает с выдержкой времени, превышающей максимально возможную разновременность действия вспомогательных контактов разных полюсов, отключает все три фазы выключателя.

Предусматривается также блокировка, защищающая электромагниты управления при затянувшейся операции. Реле КL1 в нормальных условиях обесточено и своим размыкающим контактом держит под напряжением реле КL2, которое в свою очередь держит под напряжением контактор КМ, контакты которого подают "минус" на электромагниты управления. При затянувшейся операции контакт КЬ2 размыкается и цепи управления обесточиваются. Однако до тех пор, пока оператор подает команду на отключение выключателя, контакт КСТ в цепи КМ замкнут и цепь отключения остается замкнутой.

Резистор КЗ в цепях управления сохраняет контроль цепей управления при недопустимом снижении давления воздуха.

В цепях звуковых сигналов аварийного отключения выключателя и контроля цепей управления включены размыкающие контакты реле команд КСС и КСТ, размыкающие их на время подачи команд, так как в первый момент операции эти цепочки замыкаются. Той же цели служит замедление на возврат реле положения КQС и КQT.

При непереключении фаз реле КL1 тоже шунтирует обмотку КQС, что может вызвать действие звукового сигнала "обрыв цепи управления".

При автоматическом или самопроизвольном действии выключателя одна из его ламп положения мигает. Перевести ее на ровное свечение можно квитированием ключа управления, т. е. выполнением ключом операции, которая была произведена помимо оператора. После этого реле КQQ сработает и лампа будет гореть ровным светом. Практически это делают кнопкой (показанной пунктиром) съема мигания SВР, установленной на каждой панели, по цепочкам KQС-КСС или KQT-КСТ, что обеспечивает изменение положения только тех реле KQQ, контакты которых оказались в цепи мигания ламп.

а) - суточный, б) - годовой, в) - месячный графики нагрузок

Рис.1. Схема включения трансформатора тока

5.14

Оставить комментарий © Copyright Шевченко Михаил Васильевич (mikhashev@gmail.com) Размещен: 23/12/2010, изменен: 23/12/2010. 269k. Статистика. Статья: Иллюстрации/приложения: 17 шт. Скачать FB2		Оценка: *7.003** Ваша оценка:

Шевченко Михаил Васильевич : другие произведения.

Эст