3.2. Опорный конспект лекций по дисциплине

Введение. Основные сведения об электроэнергетике

Энергоснабжающая система, как подсистема топливно-энергетического комплекса, включает в себя установки, обеспечивающие потребителей электрической и тепловой энергией. Основная часть этой подсистемы называется энергетической системой (энергосистемой) и представляет собой совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.

Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергетической системы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

Производство электрической энергии осуществляется на электростанциях. Большая часть электроэнергии вырабатывается на тепловых станциях, которые делятся на теплофикационные, вырабатывающие тепловую и электрическую энергию, и конденсационные, вырабатывающие только электрическую энергию. На гидроэлектростанциях для производства электрической энергии используется энергия движущейся воды. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины. Значительное количество электроэнергии вырабатывается на атомных электростанциях. Эти станции могут сооружаться для производства либо только электрической энергии, аналогично КЭС, или для производства и тепловой, и электрической энергии, аналогично ТЭЦ.

Передача и распределение электроэнергии осуществляется электрической сетью – совокупностью электроустановок, состоящей из подстанций, воздушных и кабельных линий электропередачи, токопроводов, электропроводок, работающих на определенной территории. Как составной элемент энергетической и электроэнергетической систем, электрическая сеть обеспечивает прием электроэнергии от электростанций, ее передачу на различные расстояния, преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и распределение электроэнергии по определенной территории.

Обеспечение потребителей электроэнергией осуществляется посредством электроснабжения. Электроснабжение потребителей от единой энергосистемы называется централизованным электроснабжением. При отсутствии связи с энергосистемой электроснабжение будет автономным. Подавляющее число потребителей электроэнергии имеют централизованное электроснабжение.

22

Раздел 1. Производство электроэнергии

В разделе рассматриваются шесть тем:

1.1.Электрические схемы электростанций

1.2.Собственные нужды электростанций

1.3.Основное оборудование электростанций

1.4.Распределительные устройства

1.5.Системы управления, сигнализации и автоматизации

1.6.Заземление, резерв мощности, ремонт оборудования

При работе с теоретическим материалом следует ответить на контрольные вопросы, приведенные в конце каждой темы.

После проработки теоретического материала раздела следует пройти тест 1. При появлении затруднений по контрольным вопросам и тестовым заданиям

следует обратиться к теоретическому материалу [1] и [4].

Решение задач 1, 2 и 3 контрольной работы №1 следует проводить после проработки теоретического материала тем 1.3 и 1.6.

Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено выполнение пяти лабораторных работ №1, №2, №3, №4 и №5.

При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 65 баллов из 180 возможных.

1.1. Электрические схемы электростанций

Общие сведения

Электрические станции являются единственным активным (генерирующим) и, следовательно, важнейшим элементом любой энергосистемы.

Электроустановки, включая электрическую часть электростанций, выполняют по определённым схемам, отражающим внутреннюю структуру и взаимосвязь элементов электроустановки. В общем случае схема электрических соединений − это чертёж, на котором изображены элементы электроустановки, соединённые между собой в той последовательности, какая имеет место в натуре. На практике под термином «схема электрических соединений» часто понимают не только чертёж, но и физическую реальность, условно отображённую чертежом. Так, например, говорят о надёжности схем, экономичности схем, схемах выдачи мощности и т. п.

К схемам электрических соединений электростанций предъявляют следующие требования:

- надёжность работы;

23

-экономичность;

-техническая гибкость, т. е. адаптация к изменяющимся условиям работы электроустановки;

-безопасность обслуживания;

-возможность расширения;

-экологическая чистота.

1.1.1. Схемы теплоэлектроцентралей

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) имеют следующие особенности:

-сооружаются вблизи или в черте промышленных объектов и городов рядом с тепловой нагрузкой;

-большую или значительную часть вырабатываемой электроэнергии выдают на генераторном напряжении местной нагрузки в радиусе 5...10 км (исключение составляют ТЭЦ блочного типа с крупными агрегатами);

-работают по частично вынужденному (из-за наличия теплового потребителя) графику нагрузки;

-недостаточно манёвренны (прогрев, разворот, синхронизация и набор нагрузки агрегатами требуют 0,5... 1,5 часа).

На рис. 1.1.1 показана схема электрических соединений ТЭЦ.

Рис. 1.1.1. Структурная схема ТЭЦ

На схеме показаны генераторы G, приемная система С, распределительное устройство высшего напряжения РУВН, генераторное распределительное устройство ГРУ, нагрузка Н, потребители собственных нужд СН, трансформаторы Т связи с системой.

Напряжения генераторов ТЭЦ принимаются равными 6 или 10 кВ. На этих напряжениях осуществляется электроснабжение местных потребителей. Транс-

24

форматоры Т обеспечивают выдачу избыточной мощности в систему и резервирование питания местной нагрузки при дефиците генераторной мощности.

На генераторном напряжении ТЭЦ применяют схемы с одной и двумя системами сборных шин.

Схема с одной системой сборных шин (рис. 1.1.2,а)

Система шин разделена на две секции. Наличие секционного выключателя повышает надежность схемы: короткое замыкание (КЗ) на сборных шинах приводит к отключению только половины источников и трансформаторов связи с системой. Ремонт сборных шин и шинных разъединителей требует отключения только одной секции шин. Схему применяют на ТЭЦ средней мощности с агрегатами мощностью 12...60 МВт. При числе присоединений на секцию свыше 6- 8 вероятность повреждения и нахождения в ремонте сборных шин возрастает. В этом случае увеличивают число секций или используют другую схему.

Схема с двумя системами сборных шин (рис. 1.1.2,б)

В этой схеме имеется рабочая секционированная система шин и резервная несекционированная система шин. В нормальном режиме генераторы работают на рабочую систему шин, шиносоединительные выключатели QВ1 и QВ2 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после КЗ на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции рабочей системы шин. Данная схема сложнее и дороже предыдущей. Однако повышенная маневренность сделала ее одной из основных схем на генераторном напряжении для ТЭЦ с большим числом присоединений.

а) б)

Рис. 1.1.2. Схемы на генераторном напряжении

Ограничение токов КЗ

На ТЭЦ с крупными генераторами токи КЗ достигают высокого уровня. Для ограничения токов КЗ используют:

-раздельную работу генераторов, трансформаторов, секций;

-токоограничивающие реакторы.

25

Раздельная работа приводит к снижению маневренности станции и неравномерности загрузки оборудования. Поэтому раздельная работа применяется только на мощных ТЭЦ с агрегатами свыше 100 МВт.

Токоограничивающие реакторы представляют собой индуктивность и предназначены для ограничения токов КЗ и поддержания на неповрежденных частях установки достаточно высокого уровня остаточного напряжения. Схемы включения токоограничивающих реакторов LR показаны на рис. 1.1.3.

Рис. 1.1.3. Схемы включения токоограничивающих реакторов

Трансформаторы связи с системой

Избыток генерируемой мощности ТЭЦ отдают в энергосистему на напряжении 35, 110 или 220 кВ. Избыточная мощность равна мощности генераторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения, за вычетом нагрузки потребителей в минимальном режиме работы и мощности, расходуемой на собственные нужды станции.

Для связи устанавливают один или два трансформатора:

-при небольшой отдаче мощности в систему можно устанавливать один трансформатор, обеспечивающий покрытие нагрузки на генераторном напряжении при выходе из работы самого мощного генератора;

-если в систему передается мощность, большая мощности одного генератора, то необходимо установить два трансформатора.

При проектировании определяют мощность, передаваемую через трансформаторы при минимальной и максимальной нагрузке в режиме отключения одного из генераторов. Так как нагрузка трансформаторов связи ТЭЦ подвержена значительным изменениям, при выборе номинальной мощности трансформаторов необходимо использовать перегрузочную способность трансформаторов.

Схемы на повышенном напряжении

ТЭЦ малой и средней мощности выдают в систему небольшую мощность, так как основные потребители питаются на генераторном напряжении. На повышенных напряжениях таких ТЭЦ применяются схемы:

26

-с одной секционированной системой сборных шин;

-мостиков;

-четырехугольника.

ТЭЦ средней и большой мощности могут выдавать в систему значительную мощность. На повышенных напряжениях таких ТЭЦ применяются схемы:

-с двумя несекционированными системами сборных шин;

-с двумя рабочими и обходной системами шин.

Схема с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.1.4,а) является достаточно простой, однако имеет ряд существенных недостатков:

-ремонт одной секции сборных шин (или любого шинного разъединителя) связан с отключением всех присоединений этой секции;

-повреждение на секции сборных шин приводит к отключению всех присоединений этой секции;

-ремонт любого выключателя (кроме секционного) связан с отключением соответствующего присоединения линии или трансформатора.

а)	б)	в)	г)
	Рис. 1.1.4. Схемы на повышенном напряжении

Схема мостика может быть выполнена в двух вариантах (рис. 1.1.4,б и в). Схема рис. 1.1.4,6 позволяет легко производить отключение линий, но для вывода из работы одного из трансформаторов необходимо отключить два выключателя и на все время выполнения необходимых операций оставить соответствующую линию без питания. Схема рис. 1.1.4,в позволяет легко производить отключение трансформаторов и чаще применяется на электрических станциях. Схема мостика является экономичной: здесь имеются три выключателя на четыре присоединения.

Схема четырехугольника (рис. 1.1.4,г) является экономичной (один выключатель на присоединение), а кроме того, надежной и гибкой. Все операции в ней производят только выключателями, любой элемент схемы выводят в ремонт без перерыва питания потребителей, при аварии на одном присоединении

27

все остальные элементы остаются в работе. Схема наглядна и проста. Недостатком схемы является сложность ее расширения при увеличении количества присоединений.

В схеме с двумя несекционированными системами сборных шин (рис. 1.1.5,а) каждое присоединение может быть подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обычно одна система шин является рабочей, другая − резервной, шиносоединительный выключатель QВ отключен. Перевод с рабочей системы шин на резервную осуществляется без перерыва питания. При аварии на рабочей системе шин происходит полное погашение шин, но нормальная работа схемы быстро восстанавливается: все присоединения переводятся на резервную систему шин.

Можно повысить надежность схемы, осуществив фиксированное присоединение элементов: обе системы шин нормально находятся в работе, QВ включен, генераторы и нагрузка по возможности равномерно распределяются между системами шин. При КЗ на сборных шинах отключается QВ, при этом происходит отключение половины присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается переводом отключившихся присоединений на оставшуюся в работе систему шин.

а) б)

Рис. 1.1.5. Схемы на повышенном напряжении

Схема с двумя рабочими системами шин и обходной системой шин ОСШ (рис. 1.1.5,б) позволяет выводить в ремонт любой выключатель без отключения соответствующей линии. При этом функции линейного выключателя берет на себя обходной выключатель QB1.

Обходную систему шин можно применить и в сочетании с одиночной секционированной системой шин.

1.1.2. Схемы конденсационных электрических станций

Конденсационные тепловые электрические станции (КЭС) сооружаются

28

вблизи месторождений топлива, вдали от крупных узлов электрической нагрузки. Поэтому всю энергию КЭС выдают в сеть повышенного напряжения (за вычетом расхода энергии на собственные нужды). С целью улучшения экономических показателей станций на них устанавливают агрегаты единичной мощ-

ности 100 ... 800 МВт.

Схемы КЭС строят по блочному принципу: котел − турбина − генератор − трансформатор без сборных шин на генераторном напряжении. В отдельных случаях блок охватывает также и линию электропередачи.

В зависимости от мощности генераторов блоки могут быть простыми (рис. 1.1.6,а) или укрупненными (рис. 1.1.6,б, в, г). Укрупненный блок при прочих равных условиях имеет лучшие технико-экономические показатели, чем сумма простых блоков. Однако с увеличением мощности блока возрастает его роль в энергосистеме и требования к надежности его работы.

а)

б)

в)

г)

Рис. 1.1.6. Схемы простого (а)

и укрупненных (б, в, г) блоков

При связи с системой на одном повышенном напряжении применяют схемы блоков с двухобмоточными трансформаторами. Мощность трансформаторов всегда выбирают по мощности присоединенных к нему генераторов.

Схемы на повышенных напряжениях

На повышенном напряжении КЭС применяются следующие схемы:

-с двумя системами сборных шин с тремя выключателями на два присоединения (полуторная схема);

-с двумя рабочими и обходной системой шин;

-с двумя четырехугольниками;

-блоков генератор − трансформатор − линия.

В полуторной схеме (рис. 1.1.7,а) в нормальных условиях каждое присоединение может получать питание от любой системы шин. Все операции производят только выключателями. Выключатели ремонтируют без перерыва питания. Авария в любом элементе не затрагивает нормальной работы других эле-

29

ментов. При КЗ на системе шин отключаются все выключатели, присоединенные к данной системе шин. Схему легко расширить. Недостатками схемы являются громоздкость конструкции, высокая стоимость и сложность релейной защиты.

Схема с двумя рабочими и обходной системами шин рассмотрена выше (см. рис. 1.1.5,б). Для напряжения 35 кВ обходная система шин не предусматривается. При напряжениях 110−500 кВ обходная система обеспечивает достаточную гибкость, однако применительно к мощным электростанциям схема недостаточно надежна.

а)

б)

Рис. 1.1.7.

Схемы на повышенном напряжении

Схема с двумя четырехугольниками, объединенными двумя перемычками с выключателями, показана на рис. 1.1.7,б. В этой схеме каждое присоединение отключают двумя выключателями. Так как число выключателей невелико, схема экономична.

Схема блоков генератор − трансформатор − линия (рис. 1.1.8,а, б, в) может применяться, если число блоков генератор − трансформатор соответствует числу линий и есть возможность связать блоки на параллельную работу непосредственно на шинах приемных подстанций. При этом ограничиваются токи КЗ в сетях, упрощаются схемы сетей, упрощаются схемы релейной защиты, автоматики и управления. Недостатком схемы является то, что повреждение в любом элементе протяженного блока, особенно в линии (что наиболее вероятно), приводит к отключению всего блока.

30

а)

б)

в)

г)

Рис. 1.1.8. Схемы

блоков генератор – трансформатор – линия

Недостаток схемы ГТЛ может быть устранен, если все блоки связать на параллельную работу с помощью уравнительной системы шин (рис. 1.1.8,г).

Применение автотрансформаторов

Блочные электростанции часто имеют разные повышенные напряжения: 110 и 220 кВ; 110, 220 и 500 кВ; 110 и 330 кВ и др. Между сетями разных напряжений необходимо иметь связь, так как существуют обменные потоки мощности. При выборе главной схемы электрических соединений станции, выдающей свою мощность на разные повышенные напряжения, решаются вопросы:

-оптимального распределения агрегатов между сетями разных повышенных напряжений;

-устройства связи между разными напряжениями.

Для связи разных напряжений, как правило, используют автотрансформаторы АТ.

Вкачестве примера на рис. 1.1.9 приведены возможные варианты главной схемы электрических соединений КЭС с 4-мя агрегатами и двумя повышенными напряжениями 110 и 220 кВ.

Всхеме рис. 1.1.9,а устанавливают AT связи с использованием обмотки низкого напряжения для подключения генераторов. В схеме рис. 1.1.9,б и в AT используют только для связи между сетями двух повышенных напряжений. Обмотка низкого напряжения этих AT используется для компенсации токов третьей гармоники или для подключения резервного трансформатора собственных нужд.

Расчеты показывают, что варианты с присоединением генератора к AT целесообразны, если нагрузки на напряжениях 110 и 220 кВ не соответствуют мощности генераторов, присоединенных к шинам этих напряжений, и имеют место значительные перетоки мощности между системами с напряжениями 110

и220 кВ.

31

а)

б)

в)

Рис. 1.1.9. Схемы включения автотрансформаторов АТ для связи повышенных напряжений

В случае отсутствия перетока, когда нагрузки на напряжениях 110 и 220 кВ примерно соответствуют мощности генераторов, присоединенных к шинам этих напряжений, более целесообразен вариант с установкой отдельного AT связи.

1.1.3. Схемы гидроэлектростанций

Гидроэлектростанции (ГЭС) так же, как и районные тепловые электростанции, обычно не имеют нагрузок на генераторном напряжении и большую часть энергии передают в сеть повышенных напряжений. Поэтому схемы ГЭС в определенной степени подобны схемам КЭС. Схемы мощных ГЭС строят по блочному принципу.

Однако при проектировании схем приходится учитывать некоторые особенности ГЭС:

-мощность ГЭС определяют расчетным водотоком и напором в данном створе реки; ГЭС сразу проектируют на всю располагаемую мощность водотока и последующее их расширение практически исключается;

-ГЭС обычно покрывают пиковую часть графика нагрузки системы, поэтому агрегаты станции работают с переменной нагрузкой и должны сравнительно часто отключаться от сети;

32

-на ГЭС часто ограничены площади для сооружения распределительных устройств, поэтому главные трансформаторы ГЭС устанавливают у главного корпуса станции, а открытые распределительные устройства часто сооружают на берегу, на значительном расстоянии от трансформаторов;

-ГЭС имеют простой технологический процесс с высокой степенью автоматизации;

-ГЭС высокоманевренные станции: разворот генераторов, синхронизация

инабор нагрузки происходит за 2...5 мин.

Исходя из указанных особенностей, на повышенном напряжении ГЭС применяются разнообразные схемы, обладающие достаточной гибкостью и надежностью при относительно невысоких капиталовложениях.

Для ГЭС характерны укрупненные блоки с выключателями в цепи генератора.

При наличии на ГЭС двух повышенных напряжений целесообразно применение автотрансформаторов. При этом на ГЭС целесообразно использовать третью обмотку автотрансформаторов для подключения генераторов, так как на ГЭС максимальный и минимальный режимы чередуются в течение суток и имеют место реверсивные потоки мощности через автотрансформатор.

Область применения схем с выдачей мощности на генераторном напряжении для ГЭС весьма ограничена. Это относится к станциям малой мощности.

1.1.4. Схемы атомных электростанций

Атомные электростанции (АЭС) в значительной степени, особенно в электрической части, подобны тепловым электростанциям. Они отличаются от тепловых электростанций наличием атомного реактора, работающего на атомном топливе, специфическими условиям эксплуатации теплотехнического оборудования и станции в целом, повышенными требованиями к надёжности работы оборудования, к контролю и поддержанию установленных санитарных норм и безопасности обслуживания.

В настоящее время АЭС работают преимущественно как конденсационные электростанции, и их электрические схемы строятся по блочному принципу. При разработке электрической части АЭС учитывается, что эти электростанции:

-всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением энергии на собственные нужды, выдают в сети повышенных напряжений;

-сооружаются, как правило, с мощными агрегатами;

-требуют повышенной надёжности питания системы собственных нужд;

-недостаточно манёвренны и мобильны и не способны к переменному ре-

33

жиму (особенно в случае установки на электростанции реакторов на быстрых нейтронах);

-могут работать по свободному графику нагрузки;

-потребляют малое количество топлива (ядерное горючее), что упрощает системы топливопередачи, складского хозяйства и подъездных путей и, как следствие, создаёт дополнительные территориальные возможности для сооружения распределительных устройств;

-имеют малые выбросы в атмосферу и поэтому в нормальных условиях практически её не загрязняют; чистота воздушного бассейна облегчает требования к изоляции открытых распредустройств;

-технологически достаточно автономны и при наличии соответствующего источника водоснабжения могут сооружаться в любом месте.

На АЭС устанавливают простые или укрупнённые блоки с ответвлением для присоединения трансформаторов собственных нужд. Решение об установке простых или укрупнённых блоков в определённой системе зависит от типа реактора и требований к надёжности питания собственных нужд.

На повышенных напряжениях принимают электрические схемы высокой надёжности, характерные для КЭС, в частности такие, как четырехугольник, полуторная схема и др.

Контрольные вопросы к теме 1.1

1.Перечислите основные требования, предъявляемые к схемам электрических соединений электростанций.

2.Где территориально сооружаются ТЭЦ?

3.Приведите структурную схему ТЭЦ.

4.Какие схемы применяются на генераторном напряжении ТЭЦ?

5.Как выбираются на ТЭЦ трансформаторы связи с системой?

6.Какие схемы применяются на повышенном напряжении ТЭЦ?

7.Где территориально сооружаются КЭС?

8.Поясните понятия «простой блок» и «укрупненный блок».

9.Какие схемы применяются на повышенном напряжении КЭС?

10.Как на электростанциях осуществляется связь между разными повышенными напряжениями?

11.Какие из электростанций относятся к базисным?

12.Назовите особенности ГЭС.

13.Какие из электростанций относятся к пиковым?

14.Где территориально сооружаются АЭС?

15.Назовите особенности АЭС.

34

1.2. Собственные нужды электростанций

Собственные нужды (СН) электростанций представляют собой различные механизмы и оборудование, предназначенное для технологического процесса производства тепловой и электрической энергии.

В состав механизмов СН тепловых электростанций входят, например, рабочие машины, обслуживающие машинное и котельное отделение, а также общестанционные механизмы. Расход энергии (в процентах) приведен в табл. 1.1.1.

							Т а б л и ц а			1.1.1
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций
Тип	Топливо				Группы механизмов
		Хранениеи	подготовка топлива	Топливоприготовление	иТяга дутье	Питание котлов	Циркуляцинасоонныесы	Сетевые насосы		Прочие нагрузки
станции	и способ его
	сжимания
КЭС	Уголь в виде пыли		1,5	30	19,5	14	22	-		13
	Торф		3,0	1	42	17	23	-		14
	Газ, мазут		0,5	-	17		41	-		3,5
ТЭЦ	Уголь в виде пыли		1,0	28	21	9,5	20	8,5		12
	Слоевое сжигание		1,5	2	31,5	13	16,5	26,5		9
	угля

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. Потребители СН тепловых электростанций 1 категории делятся на ответственные и неответственные. Ответственными являются те механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременное прекращение питания неответственных потребителей СН не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования.

В котельном отделении ответственными потребителями являются дымососы, дутьевые вентиляторы, питатели пыли. К неответственным относятся насосы системы гидрозолоудаления, а также электрофильтры.

К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и маслонасосы системы управления вала генераторов. К неответственным механизмам относятся слив-

35

ные насосы регенеративных подогревателей, дренажные насосы, эжекторные, а на ТЭЦ также сетевые насосы, конденсатные насосы бойлеров и насосы подпитки теплосети.

На ТЭЦ имеются многочисленные механизмы общестанционного назначения, необходимые для работы станции. Сюда относятся потребители топливоприготовления и топливоподачи: дробилки, мельницы для размола угля, мельничные вентиляторы, конвейеры и транспортеры топливоподачи и др. К общестанционным механизмам относятся насосы химводоочистки и хозяйственного водоснабжения. Большинство из них можно отнести к неответственным потребителям.

К электроприемникам общестанционного назначения относятся также резервные возбудители, насосы кислотной промывки, противопожарные насосы.

На КЭЦ, ТЭЦ и АЭС высшее напряжение СН, как правило, принимается равным 6 и 10 кВ, низшее напряжение 0,4 кВ.

На ГЭС основная часть механизмов питается от сети 0,4 кВ, а отдельные приводы крупных механизмов – от сети 6-10 кВ.

При проектировании тепловых электростанций важное значение имеет правильный выбор схемы электроснабжения СН и источников их питания. С этой целью необходимо:

-выбрать напряжение питания СН;

-определить число и мощность рабочих трансформаторов СН основной ступени напряжения;

-определить число и мощность резервных трансформаторов СН, решить вопрос о месте их подключения;

-составить принципиальную схему питания СН проектируемой станции. Основным приводом механизмов СН являются асинхронные короткозамк-

нутые электродвигатели различного исполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровых мельниц), а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирование частоты вращения в широких пределах, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с дросселями насыщения или с управляемыми тиристорами в цепи статора.

Расход мощности на собственные нужды станции, как уже отмечалось выше, зависит от типа и мощности станции, рода топлива и способа его сжигания, параметров пара и ряда других условий. Приближенно максимальная мощность, потребляемая на собственные нужды электростанций (в процентах от их установленной мощности) составляет:

36

ТЭЦ	пылеугольная	8 ... 14 %
	газомазутная	5 ... 7 %
КЭС	пылеугольная	6 ... 8 %
	газомазутная	3 ... 5 %
АЭС	с газовым теплоносителем		5 ... 14 %
	с водяным теплоносителем		5 ... 8 %
ГЭС	малой и средней мощности		2 ... 3 %
	большой мощности		0,5 ... 1 %.
Количество распределительных устройств 6…10 кВ для питания СН на
блочных	станциях принимают равным числу блоков. Секции шин СН питают-

ся от трансформаторов или от реактированных линий (в зависимости от напряжения генератора), которые присоединяют к блоку на генераторном напряжении. При наличии выключателя между генератором и блочным трансформатором ответвление присоединяют, как правило, между выключателем и трансформатором.

Для блоков большой мощности (160 МВт и выше) требуется разделение распределительного устройства СН одного блока на две секции. Для питания этих двух секций одного блока используют трансформаторы с расщепленной вторичной обмоткой.

На ТЭЦ число секций шин 6…10 кВ должно соответствовать числу котлов. Каждую из секций или секции попарно присоединяют к отдельному источнику рабочего питания. Источники рабочего питания – трансформаторы или реактированные линии – подключают к сборным шинам генераторного напряжения. На ТЭЦ, где есть и шины повышенного напряжения и блоки, электроснабжение СН осуществляют частично от шин генераторного напряжения и частично ответвлениями от генераторов блоков.

Резервирование СН

Число резервных трансформаторов (или линий) питания СН 6…10 кВ на электростанциях с поперечными связями по пару принимают один – при количестве рабочих источников 6 и менее, и два – при количестве рабочих источников 7 и более.

Резервный источник питания на ТЭЦ присоединяют к сборным шинам генераторного напряжения. Мощность резервного источника питания выбирают исходя из следующего:

а) при питании рабочих и резервного источников СН от шин ГРУ и присоединении к секции ГРУ одного источника рабочего питания мощность резервного источника должна быть не менее мощности наиболее крупного трансформатора;

37

б) при питании рабочих и резервного источников СН от шин ГРУ и присоединении к секции ГРУ двух источников рабочего питания мощность резервного источника должна быть равной 1,5-кратной мощности наиболее крупного рабочего источника питания СН.

На блочных электростанциях число резервных трансформаторов СН 6...10 кВ принимают один - при числе блоков 1 и 2; два - при числе блоков от 3 до 8.

Резервный трансформатор СН на блочных станциях присоединяют к сборным шинам распределительных устройств повышенных напряжений (до 220 кВ) при условии, что эти шины могут получать питание от системы в случае остановки генераторов электростанции. Для снижения стоимости резервного питания рекомендуется использовать как источник резервного питания СН обмотку низшего напряжения автотрансформаторов связи.

Допускается резервирование СН при помощи ответвления от блока генератор – трансформатор с установкой выключателя между генератором и трансформатором (при наличии на станции повышенных напряжений 500 и 750 кВ).

Резервный трансформатор СН должен обеспечивать замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или остановку второго блока.

Схемы питания СН на напряжение 0,4 кВ строят по тому же принципу, что и на напряжении 6 – 10 кВ. Схема питания собственных нужд ТЭЦ показана на рис. 1.2.1, а схема питания собственных нужд КЭС – на рис. 1.2.2.

Контрольные вопросы к теме 1.2

1.К какой категории по надежности электроснабжения относят собственные нужды станции?

2.Назовите состав механизмов собственных нужд станции.

3.Поясните термины «ответственные механизмы собственных нужд» и «неответственные механизмы собственных нужд».

4.Какие двигатели являются основным приводом механизмов собственных

нужд?

5.Каков примерный расход мощности на собственные нужды станций различного типа?

6.Какое количество РУ 6-10 кВ для питания собственных нужд на блочной станции?

7.Как осуществляется резервирование питания собственных нужд?

8.Как определяется количество резервных трансформаторов собственных нужд?

9.Какую мощность должен обеспечивать один резервный трансформатор?

10.Приведите схему питания собственных нужд станции.

38

Рис. 1.2.1. Схема питания собственных нужд ТЭЦ

Рис. 1.2.2. Схема питания собственных нужд КЭС

1.3.Основное оборудование электростанций

Косновному электрооборудованию электрических станций относятся: - синхронные генераторы; - силовые трансформаторы (автотрансформаторы);

- распределительные устройства.

39

Синхронные генераторы предназначены для преобразования энергии первичного двигателя (турбины) в электрическую энергию.

Силовые трансформаторы (автотрансформаторы) предназначены для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения.

Распределительные устройства (РУ) предназначены для приема и распределения электрической энергии одного напряжения.

1.3.1. Синхронные генераторы

Выработка электроэнергии на электростанциях в основном осуществляется турбо- и гидрогенераторами. Турбогенераторы устанавливаются на КЭС, ТЭЦ и АЭС, гидрогенераторы − на ГЭС и гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС). Предельно достигнутая в нашей стране мощность турбогенераторов составляет 1200 МВт, гидрогенераторов - 640 МВт.

Промышленность поставляет двухполюсные турбогенераторы мощностью от 2,5 МВт до 1200 МВт. Номинальное напряжение генераторов принимается от 6,3 кВ до 24 кВ, а коэффициент мощности (cosφ) от 0,8 до 0,9. При этом номинальный ток турбогенераторов находится в пределах от 0,35 до 32 кА, а КПД от 95,8 до 99,03 %, масса ротора от 3,5 до 100 т, общая масса турбогенератора (без возбудителя и фундаментных плит) от 16 до 600 т.

В настоящее время увеличение единичной мощности турбогенераторов сдерживается трудностью получения надёжных в работе цельнокованых или сварных роторов генераторов, транспортными габаритами статоров, сложностью создания систем возбуждения на номинальный ток ротора 8... 12 кА.

Гидрогенераторы выпускаются мощностью от 8 до 640 МВт с номинальным напряжением от 3,15 до 15,75 кВ, номинальным током от 0,6 до 26 кА, массой ротора от 20 до 935 т, общей массой генератора от 75 до 1790 т, диаметром ротора от 5 до 16 м. Гидрогенераторы являются многополюсными, а поэтому относительно тихоходными синхронными машинами. Частота их вращения обычно находится в диаметре 50...250 об/мин (у отдельных типов генераторов до 500...600 об/мин). В этой связи при разработке гидроагрегатов предельных мощностей встают несколько иные проблемы, чем при разработке турбогенераторов. Здесь важнейшими вопросами являются уменьшение осевого давления на подпятник генератора, повышение быстроходности агрегатов, разработка надёжных быстродействующих систем возбуждения, учёт транспортных ограничений и т. п.

Частота вращения ротора генератора находится в строго постоянном отношении к частоте сети:

40

n = 60p f ,

где р − число пар полюсов; f = 50 Гц.

В машинах большой мощности, например 300 МВт, при n = 3000 об/мин линейная скорость на окружности ротора достигает 170 м/с. Поэтому из соображений механической прочности ротора и лучшего размещения и крепления обмотки возбуждения на его поверхности эти машины выполняются неявнополюсными.

При n ≤ 1000 об/мин линейная скорость на окружности ротора уменьшается настолько, что проблем с размещением обмотки возбуждения не возникает и машину можно выполнить явнополюсной. Например, гидрогенератор мощностью 590 МВ·А имеет р = 32 и n= 93,8 об/мин. Изготовление явнополюсных машин проще, чем неявнополюсных.

Быстроходные машины являются более экономичными в работе и имеют меньший расход активных материалов на единицу мощности.

Стремление к увеличению единичной мощности турбогенераторов обусловлено тем, что с увеличением мощности уменьшается расход материалов.

Синхронные генераторы характеризуются следующими номинальными параметрами: напряжением, мощностью, током статора, током возбуждения, коэффициентом мощности, частотой вращения.

Все эти величины указываются на заводской паспортной табличке генератора, закрепленной на его корпусе.

Номинальное напряжение генератора Uном на 5 % выше номинального напряжения сети для компенсации потерь напряжения в сетях при нагрузке.

Номинальная мощность генератора (Pном) определяется по формуле

Pном = 3U ном Iном cosϕном = Sном cosϕном.

Номинальный ток статора определяется по формуле

	Iном =	Pном	.
		3Uном cosϕном

Коэффициент полезного действия (КПД) генераторов при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности достигает 0,95-0,99.

Охлаждение синхронных генераторов

Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются. Все генераторы электрических станций выполняют с искусственным охлаждением. По способу отвода тепла от активных материалов различают косвенное и непосредственное охлаждение.

41

При косвенном охлаждении охлаждающая среда (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через 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 охлаждающая среда (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора.

Отечественные заводы изготовляют трубогенераторы с воздушным, водородным и жидкостным охлаждением, а также гидрогенераторы с воздушным и жидкостным охлаждением.

Существуют две системы воздушного (косвенного) охлаждения - проточная и замкнутая.

Проточная система охлаждения применяется на маломощных (до 2 МВ А) турбогенераторах. При этом через генератор прогоняется воздух из машинного зала, который быстро загрязняет изоляцию обмоток статора и ротора, что сокращает срок службы генератора.

При замкнутой системе охлаждения один и тот же объем воздуха циркулирует по замкнутому контуру: корпус генератора - камера горячего воздуха - водяной воздухоохладитель - камера холодного воздуха - генератор. Эта система применяется для турбогенераторов мощностью до 12 МВт включительно. У генераторов с воздушным охлаждением предусматривается устройство пожаротушения водой.

Применение водорода вместо воздуха в той же системе охлаждения дает ряд преимуществ, обусловленных физическими свойствами водорода. Удельная теплоемкость по массе водорода в четырнадцать раз выше удельной теплоемкости по массе воздуха, что позволяет снизить объем используемого газа, а значит, и потери на вентиляцию, отказаться от громоздких газовых камер под генератором и поместить газоохладители непосредственно в корпус генератора. Применение водорода вместо воздуха снижает старение изоляции. Водород не поддерживает горения изоляции и стали при возникновении дуги, но смесь водорода с воздухом взрывоопасна. Для исключения подсоса воздуха в корпус генератора давление водорода в генераторе поддерживается выше атмосферного.

Непосредственное охлаждение обмоток статора и ротора дает еще больший эффект. При этом водород подается внутрь полых проводников обмоток ротора и статора.

42

При выполнении непосредственного жидкостного охлаждения генератора в качестве охлаждающей жидкости применяют дистиллированную воду, которая обладает большей теплопроводящей способностью, чем водород, и, следовательно, позволяют еще больше увеличить единичные мощности генераторов при сохранении их предельных размеров.

Эффективность жидкостного непосредственного охлаждения можно продемонстрировать следующим примером. Если турбогенератор мощностью 30 МВт с воздушным косвенным охлаждением перевести на непосредственное охлаждение обмоток статора и ротора водой, его мощность можно повысить в четыре раза.

Возбуждение синхронных генераторов

Системами возбуждения называются устройства, обеспечивающие питание обмотки ротора постоянным или выпрямленным током. Системы возбуждения имеют устройства ручного управления и автоматического регулирования возбуждения (АРВ).

Мощность источника возбуждения составляет обычно 0,3 ...1 % от мощности генератора, а номинальное напряжение возбуждения 100 ... 650 В. Чем мощнее генератор, тем больше номинальное напряжение возбуждения и тем меньше относительная мощность возбуждения.

Электромашинная система возбуждения с возбудителем (генератором) постоянного тока, сидящим на общем валу с главным генератором, показана нарис. 1.3.1,а. Электромашинные возбудители постоянного тока применяются обычно на турбогенераторах мощностью до 100 МВт, так как при большей мощности и частоте вращения 3000 об/мин выполнить надежно работающий генератор постоянного тока по условиям коммутации становится затруднительным.

Вентильная система возбуждения с возбудителем (генератором) переменного тока на общем валу с главным генератором показана на рис. 1.3.1,б. Эта система возбуждения может иметь следующие модификации:

-с возбудителем промышленной частоты и неподвижным выпрямительным устройством;

-с возбудителем повышенной частоты (500 Гц) и неподвижным выпрямительным устройством;

-с возбудителем переменного тока и вращающимся полупроводниковым выпрямительным устройством (бесщёточная система возбуждения).

Безмашинная (статическая) система возбуждения с зависимым питанием показана на рис. 1.3.1, в.

43

а)

б)

в)

Рис. 1.3.1. Системы возбуждения генераторов

Системы возбуждения должны быть надежными и экономичными; допускать регулирование тока возбуждения в необходимых пределах; быть достаточно быстродействующими и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети.

Регулирование тока возбуждения изменяет напряжение статора синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Регулирование возбуждения генератора повышает устойчивость его параллельной работы.

Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие и кратность форсировки.

Быстродействие определяется скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора (рис. 1.3.2):

V = 0,632 (Uf пот – Uf ном) / (Ufном t1),

где Uf ном – номинальное напряжение возбуждения; Uf пот − потолочное напряжение возбуждения.

Кратность форсировки определяется отношением потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения

kф.= Uf пот / Uf ном.

Рис. 1.3.2. К определению быстродействия системы возбуждения

44

Согласно ГОСТу турбогенераторы должны иметь кратность форсировки не менее 2, а скорость нарастания напряжения возбуждения не менее 2. Кратность форсировки для гидрогенераторов должна быть не менее 2, а скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 1,5.

Автоматическое регулирование возбуждения генераторов

Согласно правилам технической эксплуатации все генераторы независимо от их мощности и напряжения должны иметь устройство релейной форсировки возбуждения, а генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть также оснащены автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ).

АРВ относится к устройствам автоматического регулирования режима энергосистемы по напряжению и реактивной мощности. Основными функциями АРВ являются:

-поддержание заданного значения напряжения на выводах генератора;

-оптимальное распределение реактивных нагрузок между параллельно работающими генераторами;

-кратковременное повышение тока возбуждения до потолочного значения при значительных снижениях напряжения в системе.

Для регулирования напряжения наибольшее распространение получили устройства:

-токового компаундирования;

-токового компаундирования в сочетании с корректором напряжения;

-с управляемым фазовым компаундированием;

-АРВ сильного действия.

Токовое компаундирование является регулированием возбуждения по току статора (рис. 1.3.3,а).

В нормальной режиме при увеличении тока статора (при увеличении нагрузки) напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирования автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя и, следовательно, ток ротора генератора. Напряжение на зажимах статора генератора восстанавливается.

Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режимах работы генератора, когда напряжение генератора снижается, а ток в обмотке статора значительно возрастает.

К достоинствам данной системы регулирования следует отнести быстродействие при КЗ и высокую степень устойчивости из-за малой постоянной времени регулятора. Недостатком является низкая точность регулирования напряжения.

45

а) б)

Рис. 1.3.3. Схемы токового компаундирования и компаундирования с корректором напряжения

Для более точного регулирования напряжения устройство компаундирования дополняется корректором напряжения, включаемым на одну из обмоток возбуждения возбудителя (рис. 1.3.3,б).

Электромагнитный корректор напряжения получает питание от трансформатора напряжения и формирует ток Iкор в дополнительной обмотке возбудителя ОВВ2. АРВ такого типа используется при электромашинных возбудителях для турбогенераторов мощностью до 100 МВт и гидрогенераторов мощностью до 75 МВт.

Автоматическое гашение магнитного поля генераторов

Устройства автоматического гашения поля (АГП) служат для отключения тока возбуждения генератора при нормальной его остановке и для быстрого гашения магнитного поля генератора при внутреннем КЗ с целью уменьшения повреждений внутри машины.

Прервать ток возбуждения простым разрывом цепи у мощных генераторов нельзя из-за возникающих при этом перенапряжений, значительно превышающих предел прочности изоляции. Для гашения поля применяют три метода:

-включение обмотки ротора на гасительное сопротивление;

-включение в цепь ротора дугогасительной решетки;

-противовключение возбудителя.

В первом методе обмотка ротора замыкается на активное (разрядное) сопротивление и отключается от источника питания. Электромагнитная энергия обмотки возбуждения выделяется в разрядном сопротивлении.

46

Схема AГП с дугогасительной решеткой приведена на рис. 1.3.4. Здесь имеются три контакта 1, 2, 3, решетка из медных пластин 4 и шунтирующее сопротивление 5.

Рис. 1.3.4. Схема гашения поля генератора

При КЗ внутри генератора срабатывает релейная защита, отключая выключатель Q и AГП. При отключении выключателя сначала размыкаются рабочие контакты 2, а затем дугогасительные 1. Возникшая дуга затягивается магнитным дутьем в дугогасительную решетку, где разбивается на ряд последовательных коротких дуг. Отключившимся контактом 3 вводится сопротивление Rд в цепь возбуждения возбудителя, что снижает ток последнего, а это влечет уменьшение напряжения, подаваемого в обмотку ротора и, следовательно уменьшение тока в роторе и энергии магнитного поля. Время гашения поля составляет 0,5 ... 1 секунд.

На генераторах с тиристорной системой возбуждения используется перевод вентилей в инверторный режим.

Пуск генераторов

Различают два способа пуска генераторов:

-точной синхронизации;

-самосинхронизации.

При способе точной синхронизации должно быть обеспечено:

-равенство частот генератора и системы;

-равенство напряжений генератора и системы;

-совпадение по фазе напряжений генератора и системы.

Равенство частот достигается регулированием частоты вращения агрегата (контроль по частотомерам). Равенство напряжений достигается регулированием возбуждения генератора (контроль по вольтметрам). Совпадения напряже-

47

ний по фазе добиваются точной и плавной подгонкой частоты вращения подключаемого генератора (контроль по синхроноскопу).

Метод точной синхронизации является основным и может осуществляться вручную или автоматически.

В аварийных условиях, когда требуется быстрое включение резервных источников мощности, способ точной синхронизации может потребовать длительного времени. В таких случаях быстрое включение синхронного генератора в сеть возможно способом самосинхронизации.

Самосинхронизация проводится следующим образом. Невозбужденный генератор с помощью первичного двигателя доводят до подсинхронной частоты вращения (скольжение ± 2...3 %). Затем генератор включают в сеть и подают возбуждение. Генератор за 1...2 секунды втягивается в синхронизм.

Включение генератора в сеть способом самосинхронизации вызывает скачок тока статора и снижение напряжения на шинах. Толчки моментов на валу агрегата не превышают 2-4-кратного номинального момента. Достоинство метода самосинхронизации - быстрота. Операция самосинхронизации может проводиться вручную или автоматически.

Однако при самосинхронизации включение генератора сопровождается переходными процессами, аналогичными процессам при коротких замыканиях на выводах генератора. Согласно ПУЭ самосинхронизация допустима, если бросок начального тока не превышает 3,5Iном:

I' =	U		≤ 3,5Iном ,
	3(x'	+ x )
	d	c

где I’ − начальный переходный ток;

U − междуфазное напряжение, кВ;

x'd − переходные сопротивления генератора; xс − эквивалентное сопротивление сети.

Нормальные режимы работы генераторов

Нормальными режимами называются такие режимы, которые допускаются длительно, без каких-либо ограничений. К нормальным режимам относятся:

-работа генератора с различными нагрузками – от минимально возможной по технологическим условиям до номинальной;

-работа с коэффициентами мощности, отличными от номинального, но лежащими в пределах, ограниченных нормированной диаграммой мощности;

-работа с отклонениями напряжения на выводах генератора, лежащими в пределах ± 5 % от номинального напряжения генераторов;

48

-работа с частотой, отличающейся от номинальной не более чем на ±2,5 %;

-работа при некотором отклонении температуры окружающей среды от номинальной и т. п.

Длительно допустимая нагрузка генератора определяется допустимой температурой нагрева обмоток статора, ротора и активных материалов (стали). Допустимая температура нагрева зависит от класса применяемой изоляции и температуры охлаждающей среды. При классе изоляции "В" и температуре охлаждающего воздуха + 20°С допустимая температура нагрева обмотки статора находится в пределах 95-105 °С, а ротора 120-130°С.

Температура стали в месте расположения обмотки не должна превышать допустимой температуры нагрева обмотки. Измерение температуры нагрева обмотки статора и стали статора производится с помощью термодетекторов, заложенных при изготовлении машины между стержнями обмотки и на дне пазов статора. Температура нагрева обмотки ротора определяется косвенным методом.

Допустимая нагрузка генераторов должна быть не более Sном при отклонении напряжения генератора от Uном в пределах 5 %. При большем снижении напряжения ток генератора не должен превышать 1,05Iном. Не допускается превышения напряжения генератора при длительной работе более 1,1Uном. В условиях эксплуатации cosφ. определяется нагрузкой. При cosφ > cosφном и номинальных напряжении Uном и токе Iном увеличивается активная мощность генератора, что приводит к перегрузке турбины. В этих условиях отдаваемая генератором предельная активная мощность определяется максимальной допустимой нагрузкой турбины.

Допустимая нагрузка турбогенераторов по активной и реактивной мощности ограничивается нормированной диаграммой мощности, показанной на рис. 1.3.5, где обозначено:

1 – ограничение по нагреву обмотки ротора;

2 – ограничение по нагреву обмотки статора;

3 – ограничение по мощности турбины; 4 – ограничение по нагреву других конструктивных элементов статора;

5 – ограничение по условиям устойчивости работы генератора.

Анормальные режимы работы генераторов

К анормальным режимам работы генераторов относятся режимы, связанные со значительными аварийными перегрузками или потерей возбуждения, работа с недовозбуждением, асинхронный ход, работа при отказе системы охлаждения, а также при значительной несимметрии и несинусоидальности напряжения сети.

49

Рис. 1.3.5. Диаграмма мощности турбогенератора

Допустимые аварийные перегрузки по току статора и ротора зависят от системы охлаждения и длительности перегрузки.

Асинхронный режим возникает при потере возбуждения, который наступает при обрыве цепи возбуждения, шунтировании обмотки возбуждения через резистор системы АГП, а также при выпадении машины из синхронизма, связанном с возмущениями в энергосистеме, например при КЗ.

По условиям нагрева статора допускается относительно длительная работа генератора в асинхронном режиме со сниженной нагрузкой. Практика показала, что турбогенераторы с косвенной системой охлаждения могут нести в асинхронном режиме нагрузку до 50-70 % номинальной мощности до 30 минут.

В асинхронном режиме генераторы потребляют значительную реактивную мощность из сети, что ведет к снижению напряжения на шинах станции.

1.3.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы (АТ) предназначены для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения.

По количеству обмоток различного напряжения трансформаторы разделяют на двухобмоточные и трехобмоточные.

На электростанциях широко применяются трансформаторы с расщепленными обмотками. Расщепление обмоток позволяет уменьшить токи КЗ.

Параметры трансформаторов

К основным параметрам трансформатора относятся: - номинальная мощность;

50

-номинальные напряжения;

-коэффициент трансформации;

-напряжение короткого замыкания (КЗ);

-ток холостого хода (ХХ);

-потери ХХ;

-потери КЗ.

Номинальной мощностью трансформатора называется значение полной мощности, на которую длительно может быть нагружен трансформатор при температуре окружающей среды (воздуха) 20 °С.

В нормальных и аварийных условиях допускается перегрузка трансформаторов сверх номинальной мощности в соответствии с ГОСТ 14209-97.

Коэффициент трансформации трансформатора kт определяется отношением числа витков или номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений:

kт =	wв	=	U в ном		.
	wн			U н ном

Напряжение короткого замыкания Uк − это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке по трансформатору протекает ток, равный номинальному. Это напряжение, измеряемое в % от Uном, определяет падение напряжения в трансформаторе и характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.

В трехобмоточном трансформаторе напряжение КЗ определяется для любой пары его обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Таким образом, трехобмоточный трансформатор имеет три значения Uк.

Ток холостого хода Iх характеризует 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 Px и короткого замыкания Pк определяют экономичность работы трансформатора. Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Эти потери не зависят от нагрузки трансформатора. Потери короткого замыкания представляют собой потери в обмотках при протекании по ним номинальной мощности.

Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов

Трехфазные трансформаторы имеют следующие схемы соединения обмоток:

-звезда Y;

-звезда с выведенной нейтралью ;

51

- треугольник .

Группой соединений обмоток трансформатора называется угловой сдвиг между одноименными векторами линейных напряжений первичной и вторичной обмоток трансформатора. Этот угловой сдвиг приводится к циферблату часов. Вектор напряжения обмотки высшего напряжения выполняет роль минутной стрелки и совмещается с цифрой 12 циферблата. Вектор напряжения обмотки низшего напряжения, выполняя роль часовой стрелки, указывает группу соединения обмоток, равную времени на условных часах.

Наибольшее распространение в энергосистемах получили следующие схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов:

звезда – звезда с выведенной нейтралью Y/ – 0; звезда – треугольник Y/ – 11;

звезда с выведенной нейтралью – треугольник / – 11.

Для трехобмоточных трансформаторов наиболее распространенной является схема и группа соединений обмоток /Y/ – 0, 11.

Группа 0 характеризует отсутствие углового сдвига между векторами линейных напряжений обмоток и Y, а группа 11– наличие углового сдвига на 30о между векторами линейных напряжений обмоток Y() и .

Особенности конструкции и работы автотрансформаторов

Силовые автотрансформаторы (АТ) применяются только трехобмоточными. АТ отличаются от обычных трехобмоточных трансформаторов тем, что их обмотки высшего ВН и среднего СН напряжения имеют не только электромагнитную, но и электрическую связь. Обмотка низшего напряжения НН имеет с другими обмотками только электромагнитную связь. К третичной обмотке может присоединяться нагрузка или генератор в схеме блока генераторавтотрансформатор. В АТ электрически связанные обмотки ВН и СН соединены взвезду с заземлением нейтрали.

АТ не применяются там, где сети высшего и среднего напряжения работают с изолированной нейтралью.

Под номинальной мощностью АТ Sном понимается наибольшая мощность, которую можно передать в сеть высшего (среднего) напряжения или принять из этой сети.

Отличительной особенностью АТ от трехобмоточных трансформаторов является возможность передачи мощности между обмотками высшего и среднего напряжения не только магнитным, но и электрическим путем (рис. 1.3.6). Чем больше доля мощности, передаваемой электрическим путем, тем выгоднее АТ по сравнению с трехобмоточным трансформатором.

52

Коэффициент выгодности АТ (коэффициент типовой мощности) определяется по выражению

α =1− Uсн .

Uвн

Типовая мощность АТ, т.е. мощность, передаваемая магнитным путем между обмотками высшего и среднего напряжений, вычисляется как

Sтип = αSном.

Рис. 1.3.6. Схема автотрансформатора

Эта типовая мощность определяет мощность обмоток АТ, и, следовательно, его габариты и стоимость. Общая обмотка 01 и последовательная обмотка 12 (рис. 1.3.6) рассчитываются на типовую мощность

S

o

= 3U

I

o

= 3U

c

(I

c

− I

) = 3U

I

с

(1−

Iв

) = 3U

I

с

(1−

Ucн

) = S

ном

α = S

тип

cн

нв

cн

Ic

cн

Uвн

Uвн

Sп = 3(Uвн −Ucн )Iв =

3UвнIв(1−

) = Sном α = Sтип.

Uсн

Поэтому, чем меньше коэффициент α, тем выгоднее АТ по сравнению с трансформатором.

Номинальные токи общей и последовательной обмоток АТ, рассчитанных на типовую мощность, составляют

	Io ном =	Sтип	;	Iп ном =	Sтип	.
		3Uсн			3(U вн −U сн)

Обмотка низшего напряжения АТ выполняется на номинальную мощность, составляющую Sнн ном = (25...50)%Sном. Номинальный ток обмотки низшего напряжения составляет

53

Sннном

Iн ном = 3U нн .

Вэнергосистеме АТ может работать в следующих режимах:

-передача мощности из одной (любой) обмотки в две другие;

-передача мощности из двух (любых) обмоток в третью.

Особенности АТ накладывают определенные ограничения на возможные режимы его работы в энергосистеме, что приходится учитывать при выборе схем электрических соединений электростанций и подстанций. Токи в общей обмотке, последовательной обмотке и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток.

Охлаждение трансформаторов

Все силовые трансформаторы разделяются на сухие (напряжения до 15 кВ и мощности до 1600 кВ·А для установок в помещениях) и масляные (весь спектр напряжений и мощностей) и трансформатора с заполнением негорючим жидким диэлектриком, например Midel 7131.

Сухие трансформаторы имеют следующие способы охлаждения: С - естественное воздушное; СЗ - естественное воздушное при защищенном исполнении;

СГ - естественное воздушное при герметизированном исполнении; СД - воздушное с дутьем.

У масляных трансформаторов магнитопровод с обмотками помещается в бак с трансформаторным маслом, являющимся и изолирующей, и охлаждающей средой. При этом существуют следующие способы охлаждения:

М - естественное масляное; Д – естественное масляное с принудительной циркуляцией воздуха (дутье);

ДЦ - масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла; MB – масляно-водяное с естественной циркуляцией масла;

Ц - масляно-водяное с принудительной циркуляцией масла.

Регулирование напряжения

Регулирование напряжения трансформатором осуществляется за счет изменения его коэффициента трансформации. Для этого у обмоток предусматриваются специальные ответвления, позволяющие изменять число витков.

Переход от одного ответвления к другому может осуществляться одним из двух видов переключателей:

- переключателем без возбуждения (ПБВ), осуществляющим переключения при снятом напряжении (без возбуждения);

54

- регулятором напряжения под нагрузкой (РПН), осуществляющим переключения под нагрузкой.

Диапазон регулирования ПБВ составляет ±5 %. Переключения с помощью ПБВ осуществляются редко, например при сезонных изменениях нагрузки.

РПН выполняются либо в виде выносных вольтодобавочных трансформаторов, либо в виде встроенных в бак трансформатора регулировочных устройств. Диапазон регулирования РПН составляет ±20 % с большим числом ступеней. Увеличение числа ступеней повышает плавность регулирования и облегчает работу контакторов, коммутирующих ток нагрузки.

РПН выполняют на стороне ВН, так как меньший по значению ток в обмотке ВН создает более благоприятные условия для переключений.

Контрольные вопросы к теме 1.3

1.Назовите основные виды генераторов.

2.От чего зависит скорость вращения генератора?

3.Назовите основные параметры генератора.

4.Назовите системы охлаждения генераторов.

5.Что используется в качестве охладителей генераторов?

6.Назовите основные виды систем возбуждения генераторов.

7.Назовите основные характеристики систем возбуждения.

8.Поясните термин «токовое компаундирование».

9.Поясните термин «гашение поля генератора».

10.В каких случаях работает автоматика гашения поля генератора?.

11.В каких случаях работает форсировка возбуждения генератора?

12.Охарактеризуйте пуск генератора способом точной синхронизации.

13.Охарактеризуйте пуск генератора способом самосинхронизации.

14.Назовите нормальные и анормальные режимы работы генератора.

15.Назовите основные параметры трансформатора.

16.Как определяется коэффициент трансформации?

17.Что такое схема и группа соединений обмоток трансформатора?

18.Назовите системы охлаждения трансформаторов.

19.Каковы отличительные особенности автотрансформатора и трансформатора?

20.Как выполняется регулирование напряжения с помощью трансформаторов?

21.Что такое «типовая мощность автотрансформатора»?

22.Когда автотрансформатор выгоднее трансформатора?

55

1.4.Распределительные устройства

1.4.1.Конструкции распределительных устройств

Распределительные устройства выполняются закрытыми (ЗРУ) с расположением оборудования в здании и открытыми (ОРУ) с расположением оборудования на открытом воздухе. Широкое применение находят комплектные распределительные устройства как для внутренней установки (КРУ), так и для наружной установки (КРУН).

Распределительные устройства 35...750 кВ обычно выполняют открытыми. Закрытые РУ в основном применяются на напряжениях 3...20 кВ, а также на напряжениях 35...220 кВ в случаях ограниченности площадей под РУ, повышенной загрязненности атмосферы и тяжелых климатических условий (Крайний Север).

Впоследнее время в энергосистемах стали внедряться комплектные распредустройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ). Они могут выполняться как для внутренней, так и для наружной установки. Применение КРУЭ вместо типовых ОРУ позволяет уменьшить площадь и объем РУ, повысить надежность работы и культуру эксплуатации электроустановок, но требует примерно вдвое больших капиталовложений.

РУ должны удовлетворять требованиям в отношении надежности работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания, возможности расширения,

атакже пожаробезопасности. Они должны допускать возможность использования средств механизации для производства ремонтных работ. Выбор той или иной конструкции РУ производится на основании анализа и сравнения технических и технико-экономических показателей конкурирующих вариантов. РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ, норм технологического проектирования электрических станций и подстанций, строительных и противопожарных норм и других нормативных материалов.

Конструкции, на которых закреплено оборудование РУ, рассчитывают на усилия от веса оборудования, ветра, гололеда и от электродинамических сил при коротких замыканиях.

ВРУ предусматривается установка разъединителей, обеспечивающих видимый разрыв электрической цепи при выполнении ремонтных работ, а также блокировки (электрической или механической) между выключателем и разъединителями каждой цепи для предотвращения ошибочных операций. Там, где для обеспечения безопасности требуется заземление цепи, разъединители оборудуют стационарными заземляющими ножами.

56

В РУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже -25 °С, предусматривается подогрев масла масляных выключателей. Кроме того, независимо от минимальной температуры воздуха предусматривается подогрев механизмов приводов масляных и воздушных выключателей, блоков клапанов воздушных выключателей и их агрегатных шкафов.

Ошиновку РУ, как правило, выполняют из алюминиевых или сталеалюминиевых проводов, труб и полос, а также шин профильного сечения из алюминия и алюминиевых сплавов. Из-за дефицита меди медные шины применяют в особых случаях (агрессивность среды, напряженный температурный режим, повышенные требования к надежности работы и т. п.).

Установлен определенный порядок расположения фаз сборных шин и ответвлений. Шины в РУ должны быть окрашены. В электроустановках трехфазного переменного тока шины фазы L1 окрашивают в желтый, фазы L2 – в зеленый, фазы L3 – в красный цвет. Нулевые рабочие проводники окрашивают продольными полосами в желтый и зеленый цвет. В ОРУ с гибкой ошиновкой в соответствующий цвет окрашивается арматура изоляторов и аппаратов. В установках постоянного тока положительная шина окрашивается в красный цвет, отрицательная – в синий, нулевая рабочая – в голубой.

Трансформаторы, реакторы и конденсаторы наружной установки имеют светлую окраску для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца. Для снятия механических температурных напряжений и напряжений от вибрации трансформаторов ошиновка РУ снабжается температурными компенсаторами или применяется ослабленное натяжение проводов. Металлические конструкции ЗРУ, ОРУ и подстанций, а также подземные части металлических и железобетонных конструкций защищаются от коррозии.

Территория ОРУ должна быть ограждена внешним забором высотой 1,8 ...

2 м. В РУ, имеющих масляное хозяйство, на случай возможной утечки масла должны быть предусмотрены устройства для его сбора и удаления с целью исключения возможности разлива масла и загрязнения окружающей среды.

1.4.2. Оборудование распределительных устройств

На напряжение до 1 кВ наибольшее применение получили плавкие предохранители и автоматические выключатели (автоматы).

Плавкие предохранители защищают оборудование от перегрузки и токов КЗ и состоят из корпуса и плавкой вставки. Предохранитель характеризуется номинальным током. Плавкая вставка характеризуется также номинальным током. Номинальный ток предохранителя равен максимальному номинальному току плавкой вставки, которую можно использовать в данном предохранителе.

57

Плавкие вставки выдерживают токи, превышающие на 30...50 % их номинальные токи в течение часа и более. При токах, превышающих номинальный на 60...100%, они плавятся за время менее одного часа.

Автоматические выключатели обеспечивают защиту оборудования от перегрузки и токов КЗ; кроме того, эти аппараты используются для выполнения нечастых операций отключения и включения электрических цепей.

Для выполнения защитных функций автомат имеет тепловой, электромагнитный или комбинированный расцепитель. Тепловой расцепитель защищает оборудование от перегрузки, электромагнитный – от токов КЗ.

Расцепители автомата могут настраиваться на различный ток. Настройку расцепителя на заданный ток срабатывания называют уставкой по току.

Коммутационные аппараты напряжением выше 1 кВ Силовые выключатели являются основными коммутационными аппарата-

ми для включения и отключения электрической цепи в любых ее режимах: токовой нагрузки, перегрузки, короткого замыкания, холостого хода, несинхронной работы. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение тока короткого замыкания. При разрыве токовой цепи между контактами выключателя возникает электрическая дуга. Гашение дуги осуществляется в специальных дугогасительных устройствах.

По способу гашения дуги выключатели делятся на масляные, воздушные, вакуумные и элегазовые. В масляных выключателях дугогасительной средой является трансформаторное масло. В воздушных выключателях гашение дуги осуществляется сжатым воздухом. Высокая электрическая прочность вакуума и элегаза используется в дугогасительных устройствах вакуумных и элегазовых выключателей.

Масляные и воздушные выключатели имеют ряд недостатков, а именно: низкую надежность, небольшой коммутационный ресурс, пожароопасность, высокие эксплуатационные затраты. Вакуумные и элегазовые выключатели обладают более высокими техническими характеристиками. Поэтому в настоящее время при проектировании новых и реконструкции существующих объектов отдают предпочтение вакуумным и элегазовым выключателям.

Разъединителем называется электрический аппарат для выполнения оперативных переключений в схеме РУ и для создания видимого разрыва электрической цепи при выполнении обслуживания и ремонта оборудования РУ. Конструктивно разъединитель представляет собой систему подвижных и неподвижных контактов, установленных на изоляторах.

58

Поскольку разъединители не снабжены дугогасящими устройствами, операции отключения и включения могут выполняться в цепи, отключенной выключателем. Разъединителем можно включать и отключать цепи, находящиеся под напряжением, но без тока или с небольшим током, когда нет опасности возникновения электрической дуги.

Разъединители устанавливаются, как правило, по обе стороны от выключателя. Если необходимо отключить нагруженную током цепь, то сначала отключают выключатель, а затем разъединители. Включение цепи производится в обратном порядке: сначала включают разъединители, а затем - выключатель.

Выключатели нагрузки широко применяются на подстанциях с высшим напряжением 6...10 кВ. Эти выключатели имеют дугогасительное устройство, с помощью которого можно отключать рабочие токи, но не токи короткого замыкания. При разомкнутых контактах этот выключатель, как и разъединитель, создает видимый разрыв.

Токоограничивающие реакторы

Токоограничивающие реакторы представляют собой аппараты, предназначенные для ограничения токов КЗ в электрической сети. Применение реакторов позволяет снизить требования к электродинамической и термической стойкости проводников и аппаратов; облегчить работу элементов электроустановок, в том числе генераторов электростанций, при переходных процессах; снизить стоимость электроустановок и распределительных сетей. Наиболее широко реакторы используются в сетях 6–10 кВ, где применяются сухие бетонные реакторы различного исполнения для внутренней и наружной установки.

По конструктивному исполнению различают одинарные и сдвоенные реакторы, по месту включения – секционные и линейные реакторы, по характеристикам – реакторы с линейной и с нелинейной характеристиками, по способу управления – реакторы управляемые и неуправляемые. Сухие бетонные реакторы относятся к неуправляемым реакторам с линейной характеристикой. Они могут выполнять функции как линейных, так и секционных реакторов.

Основными параметрами реакторов являются: номинальное напряжение, номинальный длительный ток, реактивность (в процентах или именованных единицах), потери активной мощности при номинальных условиях, проходная мощность, а также параметры, характеризующие термическую и электродинамическую стойкость реакторов.

Через линейные реакторы постоянно протекает ток нагрузки, поэтому в них имеют место потери мощности и напряжения. Реактивность линейного ре-

59

актора не может быть большой. Обычно принимают, что потери напряжения на реакторе в рабочем режиме не должны быть больше 2 %.

Номинальный ток реактора выбирают по номинальному току линии. Число линий, отходящих от шин генераторного напряжения к потребителям, определяют по максимальной нагрузке потребителей генераторного напряжения и по мощности, которую можно передать по одной линии. В тех случаях, когда номинальные токи отдельных линий малы, применяют схемы с групповыми реакторами, что позволяет уменьшить число присоединений к сборным шинам и упростить конструкцию распределительного устройства.

Реактивность линейного реактора выбирают по условиям ограничения тока КЗ до величины отключающей способности линейных выключателей, т. е. эту величину определяют в процессе расчета токов короткого замыкания.

Между условиями работы секционных и линейных реакторов есть существенная разница. В нормальном режиме работы переток мощности через секционный реактор мал; при симметричной схеме он равен нулю. Величина реактивности секционного реактора для ограничения токов КЗ может быть взята большой. Номинальный ток секционного реактора выбирают по режиму отключения одного генератора или трансформатора связи с системой, когда через реактор протекает недостающая (или избыточная) мощность секции. Практически принимают

хр = (8 ... 12)% и Iр ном = (0,6 ... 0,8)Iг ном,

где хр – реактивное сопротивление реактора; Iр ном – номинальный ток реакто-

ра; Ir ном – номинальный ток генератора.

Секционные реакторы ограничивают ток КЗ как на сборных шинах электростанций, так и в распределительной сети генераторного напряжения; линейные реакторы ограничивают ток КЗ только в распределительной сети. Наличие линейных реакторов позволяет сохранить достаточно высокий уровень напряжения на сборных шинах электроустановки при КЗ в распределительной сети.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения

Измерительные трансформаторы предназначены для понижения высоких напряжений и токов до значений, которые можно измерять обычными приборами, а также для отделения цепей измерений и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока (ТТ) характеризуются номинальным первичным током I1 ном, номинальным вторичным током I2 ном, номинальной нагрузкой z2 ном.

60

Номинальные первичные токи ТТ стандартизованы: ... 200; 400; 600; 800; 1000; 1500 ... А. Номинальный вторичный ток 5 или 1 А.

Основное требование к ТТ как к измерительному аппарату – высокая точность измерений. С этой точки зрения трансформаторы тока характеризуются погрешностью, определяемой классом точности. Промышленность выпускает ТТ классов точности 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10, Р.

Для присоединения счетчиков коммерческого учета электроэнергии используются ТТ класса точности 0,5, для щитовых измерительных приборов – класса 1 или 3, для релейной защиты – класса Р.

ТТ характеризуются номинальной нагрузкой, Ом, при которой не превышается максимально допустимая погрешность в данном классе точности.

Первичная обмотка ТТ включается в рассечку силовой цепи, поэтому первичный ток ТТ не зависит от его нагрузки.

Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому ТТ работает в режиме, близком к режиму КЗ. При протекании тока в первичной обмотке и размыкании вторичной обмотки магнитный поток в магнитопроводе резко возрастает, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на разомкнутой вторичной обмотке появится высокое напряжение, способное пробить изоляцию.

Из-за указанных явлений запрещено размыкать вторичную обмотку ТТ при протекании тока в первичной обмотке.

Трансформаторы напряжения ТН характеризуются номинальными первичным и вторичным напряжениями U1 ном и U2 ном. Первичные напряжения ТН соответствуют ряду стандартных напряжений сети, вторичное напряжение равно 100 В для трехфазных ТН, включаемых на междуфазное напряжение, и 100/ 3 В − для однофазных ТН, включаемых на фазное напряжение.

Режим работы трансформатора напряжения ТН аналогичен режиму работы силового трансформатора, т. е. ток первичной обмотки определяется током вторичной обмотки (нагрузкой ТН).

Установлены четыре класса точности ТН – 0,2; 0,5; 1; 3.

ТН характеризуются номинальной мощностью Sном, при которой не превышается максимально допустимая погрешность в данном классе точности.

Трехфазные ТН выполняются в двух вариантах: двухобмоточные на трехстержневом сердечнике, трехобмоточные – на пятистержневом сердечнике

(рис. 1.4.1).

61

Пятистержневой сердечник применяется при наличии дополнительной вторичной обмотки, соединенной в разомкнутый треугольник (начало обмотки - ад, конец – хд). Такой ТН используется для контроля изоляции и представляет собой фильтр напряжения нулевой последовательности, которое появляется при замыкании одной фазы на землю. Два крайних стержня пятистержневого сердечника служат для замыкания магнитного потока нулевой последовательности.

а) б)

Рис. 1.4.1. Схема трансформаторов напряжения с трехстержневым (а) и пятистержневым (б) магнитопроводом

Токопроводы

Электрическое соединение генераторов и трансформаторов с распредустройством 6-10 кВ может быть выполнено гибким токопроводом. Такие токопроводы состоят из алюминиевых проводов, равномерно распределенных по окружности, для чего эти провода закрепляют в кольцах-обоймах. Число проводов в фазе определяется расчетом с учетом экономической плотности тока. Расстояние между кольцами-обоймами 1 м. Токопровод подвешивается к опорным конструкциям с помощью гирлянд изоляторов.

Соединение трансформатора с распредустройством 6-10 кВ может быть выполнено шинным мостом из жестких алюминиевых шин прямоугольного сечения. Шины крепятся на опорных изоляторах, установленных на металлических или железобетонных конструкциях. Расстояние между фазами 0,6-0,8 м, между изоляторами 1-1,5 м.

На мощных электростанциях для соединения генераторов с повышающими трансформаторами широко применяются комплектные пофазно-экраниро- ванные токопроводы. Токоведущие шины каждой фазы закреплены в заземленном кожухе (экране) с помощью изоляторов. Кожух выполняется из алюминия во избежание нагрева вихревыми токами, которые возникают при воздействии магнитного потока, созданного током нагрузки. Закрытое исполнение токопро-

62

водов каждой фазы обеспечивает высокую надежность, так как практически исключаются междуфазные КЗ.

Источники оперативного тока

На электростанциях и подстанциях применяют многочисленные вспомогательные устройства и механизмы, служащие для управления, регулирования режима, сигнализации, релейной защиты и автоматики. Все эти устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников, которые называются источниками оперативного тока. Соответствующие электрические цепи называются оперативными цепями, а схемы питания – схемами оперативного тока.

Различают зависимые и независимые источники оперативного тока. Работа первых не зависит, а работа вторых зависит от режима работы и состояния первичных цепей электроустановки. Независимыми источниками оперативного тока являются аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, а зависимыми источниками – двигатель-генераторные агрегаты, измерительные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд.

Оперативные цепи работают на постоянном или переменном оперативном токе, в ряде случаев используется выпрямленный ток.

На электростанциях и крупных подстанциях используется постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей. Широкое применение постоянного тока вызвано тем, что многие применяемые в электроустановках механизмы, выполненные на постоянном токе, являются более простыми и более надежными в работе и имеют лучшие характеристики, чем выполненные на переменном токе.

Контрольные вопросы к теме 1.4

1.Назовите основные типы распределительных устройств.

2.В каких случаях распределительные устройства выполняют закрытыми?

3.В какие цвета окрашивают шины распределительных устройств?

4.Какое из распределительных устройств при прочих равных условиях наиболее компактное?

5.Сформулируйте основные требования к распределительному устройству как к электроустановке.

6.Поясните понятия «номинальный ток плавкой вставки» и «номинальный ток предохранителя».

7.Какие расцепители применяются в автоматических выключателях?

8.Дайте классификацию силовых выключателей по способу гашения дуги.

9.Каковы функции разъединителей в схемах?

10.Охарактеризуйте отключающую способность выключателя нагрузки.

63

11.Для чего нужно ограничивать токи КЗ?

12.Назовите конструкции токоограничивающих реакторов.

13.Назовите основные параметры реакторов.

14.Поясните термины «линейный реактор» и «секционный реактор».

15.Охарактеризуйте основные принципы выбора реакторов.

16.Поясните назначение измерительных трансформаторов.

17.Охарактеризуйте режим работы измерительных трансформаторов.

18.Каковы классы точности измерительных трансформаторов?

19.Каковы конструкции сердечников измерительных трансформаторов?

20.Поясните назначение обмотки трансформатора напряжения, соединенной в разомкнутый треугольник.

21.Как выполняется соединение генераторов с трансформаторами на электростанциях?

22.Охарактеризуйте зависимые и независимые источники оперативного тока.

Тема 1.5. Системы управления, сигнализации и автоматизации

Для управления работой электростанцией в нормальных и аварийных режимах на ней устанавливается большое количество вспомогательных устройств, которые называются вторичными устройствами и образуют систему управления электростанцией.

Наиболее сложным является управление работой теплоэнергетического оборудования, групповое управление напряжением (реактивной мощностью) и частотой (активной мощностью). Для этих целей широко применяют автоматизированные системы управления технологическим процессом станции (АСУТП).

Генераторы электростанций оснащены автоматическими регуляторами возбуждения АРВ, которые решают задачи регулирования напряжения и реактивной мощности генераторов, а также повышают устойчивость параллельной работы генератора с сетью.

Наличие АРВ генераторов позволяет создать устройства группового возбуждения генераторов и централизованно регулировать все генераторы станции как один агрегат. Такое регулирование наиболее эффективно на многоагрегатных станциях с однотипными генераторами. Система группового управления возбуждением (ГУВ) позволяет осуществлять автоматическое корректирование режима работы группы генераторов по напряжению и реактивной мощности.

Основными элементами системы ГУВ являются:

- центральное задающее устройство, позволяющее одновременно управлять возбуждением всех генераторов, входящих в группу;

64

-устройство автоматического распределения реактивной мощности между генераторами группы.

По способу управления возбуждением системы ГУВ могут быть выполнены в двух вариантах:

-системы, в которых центральный регулятор напряжения непосредственно осуществляет регулирование возбуждения генераторов;

-системы, в которых центральное устройство задания лишь изменяет уставки индивидуальных АРВ.

Отклонение частоты, в отличие от отклонения напряжения, является общесистемным показателем качества электроэнергии, так как во всех точках синхронно работающей системы частота одинакова. Изменение частоты происходит при нарушении баланса между суммарной мощностью турбин и нагрузкой генераторов. Суммарная мощность турбин Рт расходуется на покрытие активной электрической нагрузки системы Рн и потерь активной мощности в сетях

Р, а также на изменение кинетической энергии вращающихся агрегатов

dω

Рт = Рн + Р + Jω dt ,

где J – суммарный момент инерции вращающихся агрегатов энергосистемы; ω= 2πf – угловая частота вращения агрегатов.

В установившемся режиме ω=const, так как имеет место баланс мощностей

Рт = Рн + Р.

При набросе или сбросе нагрузки, а также аварийном отключении отдельных агрегатов возникает небаланс мощностей, приводящий к изменению частоты f в энергосистеме.

Параметры генераторов и приемников энергии рассчитываются таким образом, чтобы при номинальной частоте f=50 Гц КПД был максимальным. Отклонение частоты от номинального значения ухудшает экономические показатели генераторов, приемников энергии и энергосистемы в целом. В частности, при уменьшении частоты уменьшается производительность механизмов, приводимых во вращение асинхронными двигателями.

Наиболее существенно отклонения частоты сказываются на работе самих электростанций:

- изменение производительности механизмов собственных нужд станции, приводом которых являются асинхронные двигатели, нарушает режим работы парогенератора и турбины;

65

- изменение частоты вращения турбин вызывает рост потерь, ускоряет износ рабочих лопаток.

Указанные факторы приводят к снижению технико-экономических показателей работы электростанции.

Таким образом, для надежной и экономичной работы всех элементов энергосистемы частоту в ней необходимо регулировать. Нормативные документы устанавливают нормально допустимые отклонения частоты в системе в пределах +0,2 Гц.

Регулирование частоты осуществляется изменением суммарной мощности турбин за счет изменения впуска энергоносителя (пара, воды). Однако для обеспечения минимума затрат в энергосистеме при покрытии фактической нагрузки изменение мощностей турбин должно осуществляться так, чтобы не нарушались условия оптимального распределения нагрузок между агрегатами одной станции и между станциями системы.

Рассмотрим задачу оптимального распределения активной мощности между электростанциями в энергосистеме. В качестве минимизируемой целевой функции примем суммарный расход топлива в энергосистеме.

Пусть в энергосистеме имеется n тепловых электростанций. Для агрегатов каждой электростанции известны расходные характеристики, т.е. зависимости расхода топлива В от активной мощности Р, вырабатываемой станцией. Эти расходные характеристики имеют нелинейный характер и следующий общий вид:

Вi(Pi), i=1, 2, … n.

Целевая функция будет представлять собой сумму таких нелинейных зависимостей:

Z= В1(P1) + В2(P2) + … + Вn(Pn) → min.

Вэнергосистеме должен соблюдаться баланс мощностей, в соответствии

скоторым сумма вырабатываемых станциями мощностей должна быть равна суммарной потребляемой мощности:

Р1+Р2+…+Рn = Рпотр.

Выражение баланса активной мощности является техническим ограничением в рассматриваемой оптимизационной задаче.

Граничными условиями будут неотрицательные значения искомых мощностей электростанций

Рi > 0, i=1, 2, … n.

Составим функцию Лагранжа:

66

L = В1(P1) + В2(P2) + … Вn(Pn) +λ( Р1+Р2+…+Рn− Рпотр) → min.

Для определения минимума функции Лагранжа вычислим все ее частные производные и приравняем их к нулю:

∂L = ∂B1 + λ = 0; ∂P1 ∂P1

∂L = ∂B2 + λ = 0; ∂P2 ∂P2

. . . . . . . . . . . . .

∂L = ∂Bn + λ = 0; ∂Pn ∂Pn

∂∂Lλ = Р1 + Р2 +... + Рn − Pпотр = 0.

Из этой системы следует, что она имеет решение при условии

∂В1	=	∂В2		= ... =	∂Вn
∂Р		∂Р	2		∂Р	n
1

и при выполнении баланса мощности.

Полученные частные производные называются относительными приростами расхода топлива. Таким образом, оптимальное распределение активной мощности между электростанциями в энергосистеме имеет место при равенстве между собой относительных приростов расхода топлива на каждой станции.

Системы управления, сигнализации, измерений и блокировок снабжаются аппаратами и приборами разнообразной конструкции. Широкое распространение получили универсальные пакетные ключи-контакторы типа КФ (с фиксатором), КВ (с возвратным механизмом), КВФ (с возвратным механизмом и фиксатором), КСВФ (со светящейся рукояткой, возвратным механизмом и фиксатором).

В схемах дистанционного управления коммутационными аппаратами должен быть элемент, отображающий положение коммутационного аппарата. Для этой цели служат специальные сигнальные лампы либо лампы, встроенные в корпус ключа управления. Как правило, аварийное состояние элемента отражается лампой мигающего света.

Питание цепей управления каждого присоединения по соображениям надежности должно производиться через отдельные предохранители или быстродействующие автоматические выключатели.

67

В схемах управления необходимо иметь контроль исправности цепей. ПУЭ требуют для цепей отключения контроля исправности всех выключателей, а для цепей отключения – лишь выключателей генераторов, трансформаторов и линий напряжением 110 кВ и выше.

На электростанциях предусматриваются следующие виды сигнализации:

-положения коммутационных аппаратов;

-действия защит;

-действия автоматики;

-аварийная;

-предупреждающая.

Аварийная сигнализация применяется для извещения персонала об отключении выключателя релейной защитой и выполняется сочетанием светового и звукового сигналов.

Предупреждающая сигнализация извещает персонал о ненормальном режиме работы контролируемых объектов.

Различают два основных вида блокировок:

-блокировки безопасности;

-оперативные блокировки.

Блокировки безопасности запрещают вход персонала, например, в камеру РУ, где имеется возможность поражения электрическим током. В качестве таких блокирующих устройств применяют электрические замки, которые можно отпереть лишь при снятии напряжения с оборудования.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при выполнении оперативных переключений в схемах. В частности, при включенном состоянии разъединителя блокируется включение его заземляющих ножей. Здесь наибольшее распространение получили электрические и механические блокировки.

Назначение и виды противоаварийной автоматики подробно изучаются в части 2 дисциплины.

Контрольные вопросы к теме 1.5

1.Поясните принцип работы системы группового управления возбуждением генераторов.

2.Каковы нормально допустимые отклонения частоты в энергосистеме?

3.При каком условии имеет место оптимальное распределение активной мощности между станциями энергосистемы?

4.Поясните отличие аварийной и предупреждающей сигнализации.

5.Какие блокировки применяются на электростанциях?

68

Тема 1.6. Заземление, резерв мощности, ремонт оборудования

1.6.1. Резерв мощности в энергосистеме

Объединение электростанций на параллельную работу позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, который должен составлять 1220% общей мощности агрегатов энергосистемы.

Резерв располагаемой мощности на электростанциях необходим для обеспечения оптимальной надежности электроснабжения потребителей при плановых и неплановых простоях оборудования электростанций, а также при увеличении нагрузки в энергосистеме.

В практически применяемых методах расчетный резерв мощности в период прохождения годового графика нагрузки энергосистемы определяется отдельно для трех составляющих резерва:

-ремонтного;

-аварийного;

-нагрузочного.

Кроме расчетного резерва в энергосистеме необходимо учитывать возможное увеличение мощности в связи с развитием различных отраслей народного хозяйства. При отсутствии конкретных данных народно-хозяйственный резерв принимается в размере 1-2 % от максимума нагрузки энергосистемы.

Ремонтный резерв необходим для компенсации снижения рабочей мощности системы при выводе основного оборудования электростанций в плановый ремонт (текущий или капитальный).

Текущий ремонт оборудования проводится равномерно в течение всего года. Для ГЭС, ГАЭС, а также КЭС с резервными котлами резерв для проведения текущего ремонта не предусматривается, поскольку этот ремонт осуществляется во время остановок оборудования, обусловленных режимом работы станции.

Капитальный ремонт основного оборудования электростанций осуществляется в основном во время сезонных (летних) снижений нагрузки системы. Резерв мощности для проведения капитальных ремонтов не требуется в тех случаях, когда летнее снижение нагрузки позволяет провести капитальный ремонт оборудования станции за этот период. Если снижение графика нагрузки оказывается недостаточным для проведения капитального ремонта, то в энергосистеме предусматривается специальный резерв для проведения капитального ремонта оборудования.

Аварийный резерв мощности необходим для восполнения потери рабочей мощности при аварийных простоях основного оборудования электростанций. Для расчета аварийного резерва используют зависимость удельного резерва

69

мощности от крупности агрегатов, входящих в энергосистему, и показателей их аварийности.

При объединении энергосистем расчетный аварийный резерв в целом всегда меньше суммы его расчетных значений для каждой объединяемой энергосистемы. Этот эффект является одним из преимуществ создания крупных энергообъединений.

На практике, однако, могут встретиться случаи, когда затраты на развитие электрической сети для объединения отдельных систем либо соизмеримы, либо превышают затраты на резерв мощности (большая удаленность друг от друга объединяемых систем). В этом случае полная реализация эффекта аварийных резервов оказывается экономически неоправданной.

Нагрузочный резерв необходим для восприятия случайных колебаний нагрузки и регулирования частоты в энергосистеме. Этот резерв определяется превышением нерегулярного максимума нагрузки над расчетным регулярным, который представляет собой математическое ожидание максимальной нагрузки энергосистемы.

Анализ нерегулярных колебаний нагрузки по отношению к ее математическому ожиданию показал, что эти колебания подчиняются нормальному закону распределения вероятностей.

1.6.2. Заземляющие устройства

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением вследствие пробоя изоляции, должны быть заземлены. Такое заземление называется защитным, поскольку его целью является защита персонала от опасных напряжений прикосновения.

В электроустановках заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приводы коммутационных аппаратов, корпуса распределительных щитов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические оболочки кабелей и многое другое.

Заземление, предназначенное для нормальной работы электроустановки, называется рабочим заземлением. К рабочим заземлениям относится заземление нейтралей трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов, дугогасительных реакторов и другие. Без рабочего заземления аппарат не может выполнять свои функции или нарушается нормальная работа электроустановки.

Для защиты оборудования от повреждения молнией применяются ограничители перенапряжений, разрядники, стержневые и тросовые молниеотводы,

70

которые присоединяются к заземлителям. Такие заземления называются грозозащитными.

Обычно для всех видов заземлений используют одно заземляющее устройство. Для выполнения заземляющего устройства используются искусственные и естественные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются, в частности, железобетонные фундаменты зданий и сооружений, металлические трубы водопровода, металлические оболочки бронированных кабелей, проложенных в земле. Не допускается использовать в качестве естественных заземлителей трубопроводы горючих жидкостей и газов, трубопроводы канализации, алюминиевые оболочки кабелей.

При недостаточном сопротивлении естественных заземлителей устанавливают искусственные заземлители. С этой целью по периметру объекта роется траншея глубиной 0,7…0,8 м. В дно траншеи заглубляются вертикальные заземлители (электроды) длиной 3…5 м, в качестве которых используется стальной прокат:

-круглый диаметром не менее 16 мм;

-трубный диаметром не менее 32 мм;

-угловой сечением не менее 100 мм2.

После заглубления в грунт верхние концы электродов, выступающие на 150…200 мм над дном траншеи, соединяются между собой горизонтальными заземлителями. В качестве горизонтальных заземлителей используется, как правило, полосовая сталь сечением не менее 100 мм2 или стальная проволока диаметром не менее 10 мм.

Все соединения вертикальных и горизонтальных заземлителей выполняются сваркой. При высокой коррозийной активности почвы по отношению к стали в качестве искусственных заземлителей используется оцинкованный стальной прокат.

Каждая металлическая часть электроустановки, подлежащая заземлению, присоединяется к заземлителям с помощью отдельного заземляющего проводника. Последовательное соединение элементов электроустановки одним заземляющим проводником не допускается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям выполняется сваркой, а к металлическим частям оборудования, как правило, с помощью болтового соединения (для обеспечения возможности проведения измерений).

Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от требуемой величины сопротивления заземляющего устройства или наибольшего напряжения прикосновения.

71

Сопротивления заземляющих устройств Rзу в электроустановках различного напряжения не должны превышать значений, приведенных в табл. 1.6.1.

Наибольшие напряжения прикосновения Uпр при длительности их воздействия t не должны превышать норм, приведенных в табл. 1.6.2.

									Т а б л и ц а 1.6.1
		Сопротивления заземляющих устройств
	Характеристика электроустановки									Rзу, Ом
110 кВ и выше, выполненные по нормам сопротивления									не более 0,5
3–35 кВ с изолированной нейтралью									не более 10
0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью										не более 4
									Таблица 1.6.2
	Наибольшие напряжения прикосновения
Uпр, В	500		400		200		130		100		65
t, с	0,1		0,2		0,5		0,7		1		5

Размещение искусственных заземлителей по территории объекта производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели по территории объекта на глубине 0,5...0,7 м прокладывают дополнительные горизонтальные заземлители, образующие заземляющую сетку. Величина ячеек этой сетки нормируется ПУЭ.

1.6.3.Ремонт оборудования

Впроцессе эксплуатации под воздействием окружающей среды и эксплуатационных режимов работы происходит постепенный износ оборудования. Поддерживание работоспособности оборудования осуществляется за счет его технического обслуживания, при котором выполняются периодические осмотры, профилактические измерения, испытания, диагностирование состояния оборудования, устраняются выявленные дефекты и неисправности.

Наиболее действенным средством поддерживания оборудования в требуемом техническом состоянии, восстановления работоспособности и продления срока эксплуатации является ремонт, требующий для своего осуществления значительных материальных затрат. Поэтому правильный выбор системы обслуживания и ремонта оборудования снижает себестоимость основной продукции предприятия.

Большинство мелких неисправностей оборудования, обнаруженных при осмотрах и измерениях, устраняются при текущем обслуживании оборудова-

72

ния. Неисправности более серьезного характера устраняются при проведении плановых текущих ремонтов, проводимых в течение всего года.

При капитальных ремонтах проводят работы большого объема, связанные с полной разборкой оборудования и заменой отдельных его составляющих, например обмоток трансформатора.

Ориентировочная среднегодовая продолжительность простоя агрегатов станций в капитальном ремонте Tкр приведена в табл. 1.6.3.

	Т а б л и ц а 1.6.3
Продолжительность простоя агрегатов в ремонте
Тип станции, мощность агрегата (блока)	Tкр, мес
Гидрогенераторы	0,5
ТЭС с поперечными связями	0,5
Энергоблоки КЭС мощностью, МВт:
50 ... 200	0,6
300	0,8
500 ... 800	1,0
1200	1,2
АЭС	1,5

Выводу оборудования в ремонт должны предшествовать профилактические испытания и тщательная диагностика текущего состояния оборудования. Качественный ремонт оборудования может быть выполнен только в специализированном подразделении или на предприятии с высоким уровнем технологической дисциплины и использованием технологических процессов, применяемых на заводах-изготовителях оборудования.

Контрольные вопросы к теме 1.6

1.Назовите составляющие резерва мощности в энергосистеме.

2.Дайте характеристику нагрузочного резерва.

3.Дайте характеристику аварийного резерва.

4.Дайте характеристику ремонтного резерва.

5.Какие части электроустановок подлежат заземлению?

6.Дайте характеристику различным видам заземлений.

7.Что можно использовать в качестве естественных заземлителей?

8.Что применяется в качестве исскуственных заземлителей?

9.Каковы величины сопротивления заземляющего устройства в электроустановках различного напряжения?

10.Назовите виды ремонта оборудования электростанций.

73