1 Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. Харак-ка энергетической и электрической сис-м. - rita.netnado.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
Похожие работы
1 Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. - страница №1/6

1 Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. Харак-ка энергетической и электрической сис-м. Потребители электроэнергии. Номинальный ряд напряжений.

Энергосистема-это совокупность эл. станций и тепловых сетей и потребителей эл. эн-ии и тепла, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распред. и потреб. элек. и тепловой энергии.

Электрич. система-это часть энергосист, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства эл энергии.

Электрич. подстанциии- это эл установки предназначенные для преобразования и распределения эл энер.

Электороприемники первой категории-перерыв эл.снабжения, кот-х может повлечь за собой опасность для жизни людей, значит. ущерб народ. хоз-ву , поврежд дорогост оборуд , массов брак прод-ии, расстройство сложного технологич. проц, нарушение функций особо важных элементов коммун хоз-ва.

Электроприемники второй категории-эл приемники, перерыв эл снабж которых приводит к массовому недоотпуску продукции, к массовому простою рабочих, механизмов и пром транспорта, нарушению нормальной деятельности значит колич-ва городск и сельск жителей.

Электроприемники третьей категории все остальные эл потребит не попадающие под первые две группы.

Э.П первой категории должны обеспечивать элек энерг от 2-х независимых взаимно резервир источников энергии и перерыв электроснабж при нарушении электроснабжения от одного из источников энергии м.б допущен лишь за время автоматич восстановл питания.

Э.П второй категории рекомендуется обеспечивать элек энерг от 2-х независ взаимно резерв источн энергии.

Допущен перерыв элек снабж навремя необходимое для вкл резервного источника энергии действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для Э.П третьей категории элек снабж может выполняться от одного источника энергии при условии, что перерывы элек снабж необход для ремонтаили замены поврежд элемента сист эл снабж не превыш 1 сутки.

Согласно ПУЭ все элек установ разд на две категор 1)До 1кВ 2)Свыше 1 кВ. Это разделение вызвано различием в типах и конструкциях аппаратов, а так же различ в требов, предъявл при сооруж и эксплуатации элк уст разных напряжений

Стандартные напряжения



2 Графики электрических нагрузок. Годовой график. Установленная мощность. Присоединенная мощность. Максимальная нагрузка потребителей. Графики активной нагрузки нагрузкой для ТЭЦ.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт

графиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

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

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

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

графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;

сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;

графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

графики нагрузки электростанций.

Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогно­зов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Годовой график продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в со­ответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от 0 до 87б0.На-грузки на графике располагают в порядке их убывания от Рмах до Р мин (рис. 1.30).

Построение годового графика продолжительности нагрузок произво­дится на основании известных суточных графиков Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в спра­вочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при опенке использования оборудования в течение года и т.

Рис 1.30 Годовой график продолжительности нагрузок

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью реги­стрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать прежде всего сведе­ниями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки:





2.Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей:

где в знаменателе средние КПД электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.

В практике экстпуатации обычно действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство коэффициентами одновременности и загрузки . Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид

где -коэфициент спроса для рассматриваемой группы потребителей

Рис. Графики активной нагрузки для ТЭЦ, работающей в энергосистеме: а)-поясняющая схема; б) - графини выработки и потребления мощности на генераторном на­пряжении; в) - график нагрузки трансформато­ров связи



3. Силовые трансф-ры: особенности конструкций, типы, парам-ры, сис-ма охлаждения, маркировка. Способы заземления нейтрали трансф-в.

Силовые трансформаторы, установленные на электростанциях и под­станциях, предназначены для преобразования -электроэнергии с одного на­пряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12-15% ниже, а расход ак­тивных материалов и стоимость на 20-25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

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

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

По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу транс­форматоры разделяются на двухобмоточные и трехобмо-точные (рис. 2.26,а,б). Кроме того, обмотки одного и того же напряже­ния, обычно низшего, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, изолированных друг от друга и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками (рис. 2.26,в). Обмотки высшего, среднего и низшего напря­жения принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.

Трансформаторы с расщепленными обмотками НН обеспечивают воз­можность присоединения нескольких генераторов к одному повышаюшему трансформатору. Такие укрупненные -энергоблоки позволяют упростить схему РУ 330-500 кВ . Широкое распростра­нение трансформаторы с расщепленной обмоткой НН получили в схемах питания собственных нужд крупных ТЭС с блоками 200- 1200 МВт, а также на понижающих пс с целью ограничения токов КЗ. К основным параметрам трансформатора относят номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение КЗ; ток XX: потери XX и КЗ.

Рис 2.26 принципиальные схемы трансформаторов а) Двухобмоточного б) Трехобмоточного в-с)с расщипленными обмотками низшего напряжения

Системы охлаждения силовых трансформаторов

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

Ниже приводится краткое описание систем охлаждения трансформато­ров.

Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично луче­испускания в воздухе. Такие трансформаторы получили название «сухих».

крытом исполнении С; при защищенном исполнении СЗ, при герметизиро­ванном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха СД. Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется Для трансформаторов мощностью до 1600 кВ.А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ-А включительно. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передает его окружающему воздуху.

Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть трубы.



3.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63 000 кВ • А и более.

Охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные в маслопроводы, соз­дают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители .Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой тепло­отдачей и компактностью. Переход к такой системе охлаждения позво­ляет значительно уменьшить габариты трансформаторов.

Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора.

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

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) принципиально устроено так же, как систе­ма ДЦ, но в отличие от последнего охладители состоят из трубок, по ко­торым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

Масляно водяное охлаждение с направленным потоком масла (НЦ) применяется для трансформаторов мощностью 630 MB-А и более. На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства

одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно неза­висимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентилятора.

Каждый трансформатор имеет условное буквенное обозначение, кото­рое содержит следующие данные в том порядке, как указано ниже:

1) число фаз (для однофазных - О; для трехфазных - Т)

2) вид охлаждения в соответствии с пояснениями привед выше

3) число обмоток, работающих на различные сети (если оно больше двух), для трехобмоточного трансф-ра Т; для трансформатора с расщепленными обмотками Р (после числа фаз);

4) буква Н в обозначении при выполнении одной из обмоток с устрой­ством РПН;

5) буква А на первом месте для обозначения автотрансформатора.

Способы заземления нейтрали трансформаторов

Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно в трансформаторах 330 кВ и выше и во всех автотрансформ

Системы 110, 150 и 220 кВ также ' работают с эффективно-заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов могут быть расземлены Так как изоолиция нулевых выво­дов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземле-ния нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем при­соединения вентильных разрядников к нулевой точке трансформатора (рис. 2.28). Нейтраль заземляется также на вторичных обмотках трансфор­маторов, питающих четырехпроводные сети 380/220 и 220/127 В. Нейтрали обмоток при напряжении 10-35 кВ не заземляются или заземляются через дугогасящую катушку для компенсации емкостных токов.
4. Стандарты силовых трансформ-в: шкала номинальных мощностей, номинальные напряжения обмоток, схемы и группы соединения обмоток.

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

За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность каждой из сторон, имеющих между собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»).

Шкала номинальных мощностей

Номинальные напряжения обмоток трансформатора – это напряжение первичной и вторичной обмоток при х.х трансформатора. Для 3-х фаз тр-раэто его линейное (междуфазное) напряжение. Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трех­фазную группу, соединенную в звезду, - это . При работе трансфор­матора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной обмотки номинального напряжения напряжение на вторичной обмотке меньше но­минального на величину потери напряжения в трансформаторе. (3,15;6,3;10,5;13,8;15,75;18;20;24;37;115;154;230;340;515;770 кВ))

Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов

Обмотки трансформаторов имеют обычно схемы соединения: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью Y- и треугольник .

Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е, и Е2) принято выражать условно группой соединении.

В трехфазном трансформаторе применением разных способов соедине-ний обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем при схемах соединения обмоток звезда - звезда мы можем получить любую четную группу (2, 4, б, 8, 10, 0), а при схеме звезда - треугольник или треугольник - звезда любую нечетную группу (1, 3, 5, 7, 9, 11).

Группы соединений указываются справа от знаков схем соединения об­моток.

Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной ЭДС, т. е. в раз меньше линейной. Обмот­ки НН преимущественно соединяются в треугольник, что позволяет умень­шить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток . Кроме того, при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратный трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается симметрия напря­жения на нагрузке.
5.Включение трансформаторов на параллельную работу. Нагрузочная способность. Систематические и аварийные перегрузки.

Под параллельной работой 2х обмот трансформаторов понимают работу трансформаторов при параллельном соединении как первичной так и вторичной обмоток. Параллельная работа трансформаторов имеет ряд приемуществж 1)Надежность снабжения потребителей, нагрузка выбывшего трансформатора может быть временно принята полностью или частично оставшимися трансформаторами 2) Резервная мощность трансформатора будет значительно меньше, чем при питании потребителей от одного моцного трансформатора 3) часть трансформаторов может быть выключена (время суток, весеннее летний период)

4) Постоянное развитие подстанций (включение дополнительных трансформаторов.) Следует сторго отличать параллельную работу трансфораматоров от совместной, когда они вкл лишь одной стороной на общие шины.

Условия параллельной работы трансформаторов

1)Номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток тра-ра должны быть соответственно равны

2)Напряжения к.з должны быть равны 3)Группы соед обмоток тра-ра должны быть тождественно равны

4) отношение наибольшей номинальной мощности к наименьшей не должно превышать 3:1

Суммарная нагрузка парал вкл трансформаторов должна быть такова, что бы ни один из трансформаторов не был нагружен более его нагр способности. Допускается парал работа 2х обмот и 3-х обмоточных трансф м-у собойна всех трех обмотках, а так же 2- х обмот с 3-х обмот, если ни одна из обмоток не нагружена выше своей нагр способности на тех ответвлениях и в тех режимах. Параллельная работа трансформаторов с отношением номинальных мощностей больше, чем 3 не рекомендуется. Трансформаторы с РПН мощнотью ниже 100кВА не предназначены для параллельной работы.

Одним из основ условий параллельной работы тр-ов является равенство напряжений перв и втор обмоток, а следов и одно для всех параллель раб тр-ов отношение числа витков первичной и втор обмотки. Силовые тр-ры должны по услов эксплуат допускать изменение напряжен обмоток ВН в пределах +-5%, что осуществл при помощи регулиров ответвл обмоток, эти ответвления делают обычно на обмотках ВН и подводят отводами к перекл, наход внутри бака.

Нагрузочная способность силовых трансформаторов

При выборе мощности трансформаторов нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температypa охлаждающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансф-ра меняется в течении суток,

и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее тр-р будет не загружен, т.е недоисследована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может ра­ботать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изо­ляции трансформатора.

Нагрузочная способность тр-ра –это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок

Допустимая нагрузка - это длительная нагрузка, при которой рас­четный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответ­ствующий номинальному режиму работы.

Перегрузка трансформатора — режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному ре­жиму работы. Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или температура охлаж­дающей среды больше принятой расчетной.

Допустимые систематические нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течение суток. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается. Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наи­большая температура обмотки + 140 °С, наибольшая температура масла в верхних слоях + 95 °С и износ изоляции за время максимальной нагруз­ки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номиналь­ной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает + 98°С (ГОСТ 14209-85). Для подсчета допустимой систематической нагрузки действительный график преобразуется в двухступенчатый.

Коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика onpeделяется по выражению


Если К2(штрих) >=0/9Kмах то принимают К2(штрих)=К2, если K2(штрих) < Кмах, то при­нимают



5.

К2=0,9Кмахк.

Зная среднюю температуру охлаждающей среды за время действия графика (0охл). систему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Щ по таблицам, приведенным в ГОСТ 14209-85 (для трансформаторов до 100 MB-А), определяют допустимость относительной нагрузки К2 и ее продолжительность.

Нагрузка более 1,5SHOM должна быть согласована с за во до м-изготовите­лем. Нагрузка более 2,0 Sном не допускается.

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

Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимы­ми температурами обмотки (140°С для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160°С для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (1150С). Аварийные перегрузка вызывают повы­шенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нор­мированного срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсирован нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.

Значение допустимой аварийной перегрузки определяется по ГОСТ 14209-85 в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К{, темпе­ратуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегруз­ки Oохл и длительности перегрузки. Максимальная аварийная перегрузка не должна превышать 2.0 Sном

Допустимые нагрузки и аварийные перегрузки для трансформаторов мощностью свыше 100 MB-А устанавливаются в инструкциях но эксплуа­тации; для сухих трансформаторов и трансформаторов с негорючим жид­ким диэлектриком - в стандартах или технических условиях на кон­кретные тнпы трансформаторов {ГОСТ 11677-85).



6. Автотрансформаторы. Номинальная типовая и проходная мощности, коэффициент типовой мощности. Векторная диаграмма при однофазном КЗ.

В установках 110 кВ к выше широкое применение находят автотрансфор­маторы большой мощности. Объясняется это рядом преимуществ, кото­рые они имеют по сравнению с трансформаторами.

Однофазный автотрансформатор имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС (рис. 2.34). Часть обмотки, заключенная между выводами В и С, называется последовательной, а между С и 0-общей.

При работе автотрансформатора в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв, который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной об­мотки Ic складывается из тока Iв, проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока Io, созданного магнитной связью этих обмоток: 1С = 1В +10, откуда 10 = 1С - 1В. Полная мощность, передаваемая автотрансф-ам из первичной cети во вторичную, называется проходной.

Если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток автотрансф-pa, можно записать следующее выражение:

Преобразуя правую часть выражении, получаем:

Где -трансформаторная мощность передаваемая магнитным путем из первичной обмотки во вторичную ; - электрическая мощность, передаваемая из первичной обмотки во вторичную, за счет их гальванической связи без трансформации.

В номинальном режиме проходная мощность является номинальной мощностью автотрансформатора S=Sном, а трансформаторная мощность - типовой мощностью

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


где =/-коэффициент трансформации,

Kвыг - коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности

И
з уравнения следует, что чем ближе к , тем меньше Квыг и меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Это означает, что размеры авто­трансформатора, его масса, расход активных материалов уменьшаются по сравнению с трансформатором одинаковой номинальной мощности.

Таким образом, еще раз можно подчеркнуть, что обмотки и магнитопровод АТ рассчитываются на типовую мощность, которую иногда называют расчетной мощностью.


7. Режимы трехобмоточных автотранс­форматоров. При выборе мощности автотрансф-ра, при решении вопроса о допустимости того или иного режима, при подсчете потерь мощности и энергии в автотрансф-ре необходимо знать нагрузку каждой его обмотки, в особенности наиболее нагруженной.

Режимы, в которых мощность пере­дается из системы высшего напряжения в систему среднего напряжения или в обратном направлении (третичная обмотка не нагружена), являются авто­трансф-ми. При этих режимах

передаваемая мощность не должна пре­вышать номинальную мощность авто­трансформатора.

Если третичная обмотка также нагру­жена (такой режим принято называть комбинированным), то токи в последо­вательной и общей обмотках можно представить состоящими из двух слагае­мых, а именно: а) тока, соответствующего мощности, передаваемой в автотранс­форматорном режиме из системы выс­шего напряжения в систему среднего напряжения (или в обратном направле­нии); б) тока, соответствующего мощ­ности, передаваемой в трансформатор­ном режиме через третичную обмотку в том или ином направлении. Слагаемые токов в последовательной и общей об­мотках должны быть суммированы геометрически с учетом направления передачи мощности. Комбинированные режимы трехобмот-ых автотрансфор­маторов наиболее часты. Характерными являются следующие два.



Режим 1. Мощность передается в направлении ВН -» СН и одновременно ВН->НН (рис. 22.7, а) или в обратном направлении: СН-+ВН и одновременно НН -» ВН. Слагаемые токов автотрансф-го режима в последоват-ой и общей обмотках обозначены на схемах соответственно /Пат и /Оат. Они находятся в противофазе. Слагаемая тока трансф-го режима в общей и последовательной обмотках обозначена /тр (см. пунктирную стрелку).

Рис. 22.7. Схемы, поясняющие распределение тока в обмотках трехобмоточного автотранс­форматора в комбинированных режимах:



а — режим 1; б — режим 2

В рассматриваемом режиме состав­ляющие тока автотрансформаторного и трансформаторного режимов в последо­вательной обмотке направлены согласно, поэтому



причем , .

где Рс jQc - мощность у выводов среднего напряжения, а РнjQh — мощ­ность у выводов низшего напряжения. Нагрузка последовательной обмотки



В общей обмотке составляющие тока автотрансформаторного и трансформа­торного режимов направлены встречно, поэтому



Iо = IоатIтр

Принимая во внимание, что сумма МДС последовательной и общей обмо­ток (как от полных токов, так и от состав­ляющих) равна нулю, имеем

IoaтW2 =Iпaт(W1- W2), откуда

Нагрузка общей обмотки равна:



Активная и реактивная составляющие нагрузки общей обмотки могут быть положительными или отрицательными в зависимости от значений составляю­щих автотрансформаторного и транс­форматорного режимов. Кажущаяся мощность не зависит от знака составляющих. В рассматриваемом режиме ток в общей обмотке меньше, чем в транс­форматорном режиме НН ↔ ВН или в автотрансформаторном режиме СН ↔ВН. Рассматриваемый комбинирован­ный режим ограничен мощностью по­следовательной обмотки.


Режим 2. Мощность передается в направлении ВН →СН и одновременно НН →СН (рис. 22.7, б) или в обратном направлении СН→ВН и СН→ НН.

7.

В последовательной обмотке состав­ляющая тока трансформаторного ре­жима отсутствует, поэтому



где где Рв - jQBмощность у выводов выс­шего напряжения. Нагрузка последовательной обмотки

В общей обмотке составляющие тока автотрансформаторного и трансфор­маторного режимов направлены соглас­но, поэтому



Io=Ioат+Iтр, причем

где Рн jQH — мощность у выводов низ­шего напряжения.

Нагрузка общей обмотки может быть определена из следующего выражения:

Составляющие тока (мощности) автотрансформаторного и трансформа­торного режимов суммируются в общей обмотке. Рассматриваемый режим огра­ничен мощностью общей обмотки.

Заметим, что расчет по приведенным выше формулам необходимо в том случае, когда токи в обмотках значительно различаются по фазе. При не значительной разнице в фазных углах кажущиеся мощности в обмотках могут быть суммированы алгебраически:

в режиме 1:

в режиме 2:

8. ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ. УСЛОВИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ.

Сумма трансформаторной и электромагнитной мощностей равна проходной мощности АТ:



Отношение трансформаторной мощности к проходной называется коэффициентом типовой мощности (коэффициент выгодности):

Под номинальной мощностью АТ понимают его проходную мощность при номинальных условиях. Соответствующую номинальной мощности трансформаторную (электромагнитную) называют типовой мощностью. Размеры и масса АТ определяется не проходной, а трансформаторной мощностью. Чем ближе к единице UС/UВ, тем меньше трансформаторная мощность при заданной проходной мощности. Следовательно, замена трансф-ра соответствующим АТ выгодна.

Преимущества АТ перед трансформаторами той же проходной мощности:

1) для изготовления АТ требуется меньше меди, стали и изоляционных материалов, поэтому стоимость АТ меньше;

2) потери мощности в АТ меньше, КПД выше;

3) габариты АТ меньше, что позволяет строить его с большой проходной мощностью и облегчает транспортировку.

Перечисленные преимущества тем значительнее, чем меньше разность ВН и СН.

Силовые АТ снаряжены третичными обмотками НН (6–35 кВ), соединенными в треугольник, предназначены эти обмотки для компенсации гармонических составляющих напряжения, кратных трем, и уменьшения сопротивления нулевой последовательности АТ. Обмотка НН также используется для электроснабжения местных потребителей или для присоединения генераторов (синхронных компенсаторов). Обмотка НН увеличивает размеры, массу и стоимость АТ, поэтому если эта обмотка служит только для компенсации гармонических составляющих напряжения, кратных трем, и уменьшения сопротивления нулевой последовательности АТ, то мощность ее определяется требованиями термической и электродинамической стойкости при КЗ и составляет около 1/3 типовой мощности АТ. Если же обмотка НН служит для присоединения генератора или синхронного компенсатора, то её мощность должна быть увеличена до типовой мощности. Затраты материала и стоимости АТ при этом увеличатся.

Трехобмот-ый АТ приблизительно эквивалентен трансформатору, мощность которого равна:

,

где – мощности соответственно общей, последовательной и третичной обмоток (обмотка НН).



Недостатки АТ:

1) относительно низкое напряжение КЗ и связанное с этим большие токи КЗ и электродинамические силы в обмотках при КЗ. Этот недостаток устраняется увеличением сопротивления рассеивания путем уменьшения диаметра стержней и увеличения промежутков м/у обмотками, несмотря на то, что увеличение полей рассеивания приводит к увеличению потерь мощности и местным нагревам.

2) АТ с ВН 220 – 500 кВ имеют напряжения КЗ в режиме ВН–СН в пределах от 8 до 11,5%, а напряжение КЗ в режиме ВН–НН, отнесенной к номинальной мощности АТ, значительно больше 20 – 35%. Это объясняется значительным расстоянием м/у обмотками НН, общей и последовательной обмотками.

3) изменение напряжения проводов относительно земли в сети СН при замыкании на землю в сети ВН, которое тем больше, чем больше отношение напряжения высокого UВ к напряжению среднему UС UВ/UС. В незаземленных системах эти напряжения достигают недопустимых значений.

4) перенапряжения в сети ВН вызывают на выводах СН АТ более значительные перенапряжения, чем у трансформаторов. Это необходимо учитывать при конструировании изоляции.

5) со стороны ВН и СН АТ защищают разрядниками. Разрядники должны быть присоединены без разъединителей м/у АТ и ближайшим разъединителем с тем, чтобы разрядники оставались включенными при отключении АТ с одной из сторон.

Условия параллельной работы АТ.

При параллельной работе АТ (или трехобмоточных трансформаторов с автотрансформаторным соединением обмоток ВН и СН) нагрузка м/у ними будет распределяться пропорционально их номинальной мощности, также как и для двухобмоточных трансформаторов лишь при соблюдении следующих условий:

1) номинальные напряжения ВН, СН и НН должны быть соответственно равны;

2) напряжения КЗ каждой пары обмоток ВН–СН, ВН–НН и СН–НН параллельно работающих АТ должны быть соответственно равны;



8.

3) группы соединений соответствующих обмоток должны быть тождественны.

Следовательно, параллельная работа с распределением нагрузки м/у АТ, пропорциональной их номинальной (проходной, транзитной) мощности, возможно при условии равенства номинального первичного и вторичного напряжений, напряжений КЗ и тождественности групп соединений обмоток.

Отклонение коэффициента трансфор-ии не должно быть больше ± 5%, а измерение при испытании напряжений КЗ не более ± 10% от их среднего значения.

Если будут точно соблюдаться эти условия, то в замкнутых контурах не будут циркулировать уравнительные токи.

9. СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ

а) Технические характеристики и конструкции современных генераторов

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

Для синхронных электрических машин в установившемся режиме ра­боты имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата и, об/мин, и частотой сети /, Гц:

n = 60f/р, (2.1)

где р — число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов, как правило, составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.

Быстроходность турбогенератора определяет особенности его кон­струкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых на­грузках, изготовляется из цельной поковки специальной стали (хромонике-левой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитны­ми и механическими свойствами.

Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной ча­стоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механи­ческой прочности 1,1 — 1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6 — 6,5 м. Определяется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения (рис. 2.1). В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не ле­жащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряже2нными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из не­магнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечи­вающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изго­товляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в ме­стах стыка с другими частями (рис. 2.1). Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60 — 600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтому являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимуще­ственно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14— 16 м, а диаметры статоров — 20 — 22 м.

В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ро­тора с помощью Т-образных выступов (рис. 2.2). На полюсах помимо об­мотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта об­мотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением на­грузки генератора.

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

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

В последние годы начинают находить применение так называемые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генера­торы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно



9.

тихоходные генераторы (п = 60 — 150 об/мин) с явнополюсным ротором.

Среди других типов синхронных генераторов, применяемых на электро­станциях, надо отметить так называемые дизель-генераторы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные ма­шины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается ма­ховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Номинальные параметры генераторов. Завод-изготовитель предназна­чает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным. Этот режим работы характеризует­ся параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряже2ние генератора — это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме (см. гл. 1).

Номинальным током статора генератора называется то значе­ние тока, при котором допускается длительная нормальная работа генера­тора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощ­ности и напряжения, указанных в паспорте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВ-А:



(2.2)

Номинальная активная мощность генератора - это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комлекте с турбиной. Номинальная активная мощность генератора определяется след. выражением: (2-2)

(2.3)

Номинальные мощности турбогенераторов должны соответствовать ряду мощностей согласно ГОСТ 533 — 85Е. Шкала номинальных мощно­стей крупных гидрогенераторов не стандартизирована.

Номинальный ток ротора — это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номи­нальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ± 5 % номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности согласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью до 125 MB-А, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 MB-А и гидрогенераторов до 360 MB-А, 0,9 для более мощных машин. Для капсульных гидрогенерато­ров обычно cosφ≈ 1.

Каждый генератор характеризуется также КПД при номинальной на­грузке и номинальном коэффициенте мощности. Для современных генера­торов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в пределах 96,3-98,8%.

Основные технические данные и характеристики турбогенераторов при­ведены в табл. П2.1.

В табл. П2.1 приведены характеристики наиболее крупных гидрогенера­торов, установленных на отечественных ГЭС.
10. КОСВЕННЫЕ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

Система охлаждения предназначена для отвода выделяемого в машине тепла с целью поддержания температуры меди обмоток, а также стали статора и ротора в допустимых пределах. При использовании изоляции класса В пре­дельные допустимые температуры зави­сят от системы охлаждения (косвенная или непосредственная), давления водо­рода и других причин и составляют для обмотки ротора 100-130 °С (при измерении методом сопротивления), для обмотки статора 120—140 °С (при изме­рении методом термопреобразователей сопротивления) и для активной стали 120 °С (при измерении методом термо­преобразователей сопротивления).

Все системы охлаждения можно под­разделить на косвенные (или поверх­ностные) и непосредственные (или внутрипроводниковые). Некоторые машины выполняют со смешанной системой охлаждения. В качестве охлаждающих сред используют воздух, водород, воду и масло.

Косвенные системы охлаждения

При косвенной системе охлаждения газ (воздух или водород) циркулирует в зазоре между ротором и статором, а также в вентиляционных каналах сер­дечника статора. Поэтому тепло, выде­ляемое в проводниках обмоток ротора и статора, поглощается охлаждающим газом лишь после того, как оно пройдет через пазовую изоляцию и сталь ротора или статора. При этом в изоляции, активной стали и на поверхности кана­лов имеют место перепады температур, сумма которых 0 равна превышению температуры меди обмотки над темпера­турой охлаждающей среды: 9 — &0- Наи­большие допустимые потери мощности в машине и соответственно ее номи­нальная мощность пропорциональны допустимому превышению температур. При косвенной системе охлаждения основная доля превышения температур приходится на изоляцию, поэтому номи­нальная мощность генератора заданных размеров в значительной мере ограни­чена тепловыми характеристиками изо­ляции.



Косвенная воздушная система охлаж­дения может быть проточной и замк­нутой. При проточной системе воздух, поступает в закрытую машину, охлаждает е и затем выбрасывается наружу. Такая вентиляция применяется генераторов небольшой мощности, так как с воздухом, несмотря на наличие фильтров, в машину попадает и пыль Для более крупных генераторов, требующих большого количества воздуха, во избежание их загрязнения применяют замкнутую вентиляцию, при которой в машине циркулирует одно и то же ко­личество воздуха; нагретый воздух охлаждается в воздухоохладителях и снова поступает к активным частям машины. Отсутствие притока воздуха извне облегчает ликвидацию пожара в машине. Косвенная воздушная система применяется для охлаждения большин­ства гидрогенераторов, турбогенерато­ров мощностью до 12 МВт включитель­но и синхронных компенсаторов мощ­ностью до 16 MB А включительно.

Косвенная водородная система ох­лаждения может быть только замкнутой. Увеличение мощности генераторов в единице требует такого повышения электромагнитных нагрузок, при кото­рых воздух не обеспечивает необходи­мый отвод тепла. Поэтому в системах охлаждения крупных турбогенераторов и синхронных компенсаторов воздух был заменен водородом. Большие размеры гидрогенераторов усложняют создание надежных уплотнений, поэтому для охлаждения гидрогенераторов водород не применяется. Это позволяет увеличить превышение температур в изо­ляции и стали, а следовательно, и мощность генератора в единице. За счет меньшей плотности водорода по срав­нению с воздухом в машине с водо­родным охлаждением снижены потери на трение ротора о водород и потери на вентиляцию, в результате чего КПД машины на 0,7 — 1% выше. Изоляция машин с водородным охлаждением ока­зывается более долговечной, так как исключается образование озона, оказы­вающего разрушающее воздействие на изоляцию. Водород не поддерживает горения, поэтому уменьшается опасность развития пожара в генераторах.

Водородное охлаждение создает так­же и ряд трудностей, обусловленных возможностью образования взрывоопас­ной смеси при определенном содержа­нии водорода и кислорода и наличии высокой температуры. Для устранения опасности взрыва содержание водорода должно быть более 70%; обычно оно равно 97-99%. Кроме того, во избе­жание проникновения воздуха внутрь машины давление водорода должно быть выше атмосферного - не менее 0,103-0,107 МПа. Корпус машины должен быть механически более проч­ным, чем при воздушном охлаждении, а также газонепроницаемым; это по­вышает требования к качеству сварки.

При косвенной системе охлаждения, даже в случае использования среды с высокими охлаждающими свойствами, такой как водород, повышение мощ­ности генераторов ограничено превыше­ниями температуры в изоляции и стали. Поэтому в настоящее время косвенное водородное охлаждение имеют турбо­генераторы мощностью лишь от 32 До ПО МВт и синхронные компенса­торы мощностью 32 MB-А и более.
11. НЕПОСРЕДСТВЕННЫЕ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ СИНХР. ГЕНЕРАТОРОВ.

В этих системах охлаждающая среда непосредственно соприкасается с медью обмоток, благодаря чему основная часть тепла, выделяемого в меди, отводится непосредственно к охлаждающей среде, минуя изоляцию и сталь.

Непосредственное водородное охлаждение в генераторах типа ТГВ производит охлаждение непосредственно обмотки ротора. В генераторах ТГВ 200МВт или 300МВт также выполнено непоср. охлаждение обмоток статора. Водород подаётся в тонкостенные трубки из немагнитной стали, заложенные внутри стержневой обмотки и открытые в лобовых частях. В обоих типах генератора водород поддерживается под давлением 0,2-0,4 МПа.

Генераторы с непосредственным водородным охлаждением совместно с воздушным охл. работать не могут, так как обмотка рассчитанная на форсированное охлаждение водородом при работе с воздушным охл. перегревается и откажет. Поэтому при появлении больших утечек водорода из генератора - срабатывает защита, давление водорода резко падает, генератор подлежит дальнейшей разгрузке и аварийному отключению от сети. Дальнейшее включение генератора возможно лишь после проверки, отыскания и устранения утечек путём заполнения генератора воздухом, и заполнения его водородом под давлением.



Непоср. жидкостное охлаждение генераторов.

При выполнении непоср. жид. охл. ген. в качестве охлаждающей жидкости применяется масло или дистиллированная вода, которые обладают более высокой теплоотводящей способностью по сравнению с водородом и позволяют больше увеличить единицы мощности при сохранении размеров генератора. Дистил. вода по сравнению с маслом имеет значительно больше достоинств: 1) Более высокие теплоотводящие св-ва. 2) Пожаробезопасность.

Охлаждение обмотки статора водой в сочетании с неп. охл. водородом обмотки ротора и статора применияются в ТВВ на 160 – 800 МВт. Опыт эспл. ТВВ показал, что они имеют значительно больше резерва в системе охлаждения. Выполнение непоср. охл. ротора связанно с большими трудностями, особенно в отношении подвода воды вращающемуся ротору. В процессе эксплуатации ведётся постоянный контроль за нагревом активных частей генератора. Всё это контролируется темп. датчиками(терморезисторами), которые укладываются непоср. на дно паза, для изм. темп. стали и между стержнями для изм. темп. меди.- в местах предполог. наиб. нагрева машины.

Темп. обм. ротора изм. косвенно, то есть при изменении омического сопротивления обмотки. Типы ТГ с такими охлаждениями:



СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины по­стоянным током и соответствующего

регулирования тока возбуждения.

Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения на кольцах ротора и номинальным то­ком в обмотке возбуждения, которые соответствуют номинально­му режиму работы электрической машины; номинальной мощностью

возбуждения, которая обычно составляет 0,2— 0,6% номинальной мощности маши­ны; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генера­тора в случаях его повреждений.

Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью возбуждения предельными

токами, которые могут быть пропущены через контактные коль­ца и щетки; предельными напряже­ниями, при которых возбудители ра­ботают надежно и т. д. Номиналь­ное напряжение возбуждения современных генераторов составляет, 80—600 В. Нижний предел относит­ся к генераторам мощностью не­сколько мегаватт, верхний к гене­раторам большой мощности.

Номинальный ток возбуждения также зависит от мощности генера­тора. Для генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен ампер, а для ге­нераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000—8000 А.

Под форсировочной способностью по напряжению понимают от­ношение наибольшего установившегося напряжения (потолка)

возбудителя (присоединенного к об­мотке возбуждения генератора) к номинальному напряжению возбуж­дения а под форсировочной способностью по току понимают отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения соз­даваемого возбудителем в режиме форсировки, к номинальному току возбуждения .

В зависимости от источника энергии используемого для возбуждения синхронной машины, все системы можно подразделить на три основные группы:

1) Системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор постоянного тока.

2) Системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор переменного тока. Этот переменный ток преобразуется в постоянный при помощи полупроводниковых управляемых или не управляемых выпрямителей.

3) Системы возбуждения, в которых используется энергия самой возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется при помощи специальных трансформаторов и п-п выпрямителей.


12. АРВ

Согласно ПТЭ (правил технической эксплуатации) все генераторы независимо от их мощности должны иметь устройство релейной форсировки возбуждения, а генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть так же оснащены АРВ. Простейшим устройством для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме является релейная форсировка возбуждения рис1.



Рис1. Схема релейной защиты АРВ2.


Принцип действия форсировки состоит в том, что при значительном снижении напряжения на зажимах генератора (обычно ниже 85% от номинального) реле минимального напряжения замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки, который срабатывая закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя ШР. В результате ток возбуждения возбудителя быстро возрастает до максимального значения и возбуждение генератора достигает предельного значения.

Широко распространёнными АРВ являются устройства компаундирования в сочетании с корректором напряжения (рис.2).




Рис2. Схема АРВ генератора.
Термин компаундирование обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора.

В нормальном режиме в случае увеличении тока статора напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирования автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя, а следовательно и ток ротора генератора, благодаря чему напряжение на зажимах статора восстанавливается. Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режимах генератора, когда Uген снижается, а ток в статоре значительно возрастает. В схему компаундирования входят трансформаторы тока, вторичная обмотка которых включена на промежуточный трансформатор Uтп. Так же выпрямитель V1, который выпрямляет ток компаундированием перед подачей в ОВВ. Ток компаундирования Ik пропорционален без учёта коррекции току Iг(генераторов), компаундирование в чистом виде не может обеспечить достаточно точное поддержание напряжения генератора. Поэтому одновременно с АРВ по току статора генератора, применяется АРВ по напряжению. Для введения регулирующего импульса по напряжению применяется трансформатор напряжения УТП – универсальный трансформатор с подмагничиванием, оснащён цифрами 2 и 4. см. рис 2.а. Ток в обмотке 2 пропорционален Uг. Фаза тока Iн подобрана так, что ток Iн совпадает по фазе с реактивной составляющей тока генератора, поэтому при чисто активной нагрузке МДС обмотки взаимно сдвинуты на угол 90°. а при чисто реактивной нагрузке они совпадают по фазе. Вследствие этого ток компаундирования при неизменном Iг, Uг получается тем больше, чем ниже или выше реактивная нагрузка генератора – это фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения, так как ток компаундирования зависит не только ор не только от абсолютного значения тока генератора, но и от .

Через обмотку подмагничивания 4 УТП производится окончательная коррекция тока компаундирования

относительно напряжения генератора при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят изменяемые элементы И1 и И2, включаемые в цепь УАТ(управляемого АТ).

Принцип действия изменяемого корректора (рис 2.б). Выпрямленный ток I1 на выходе изм. элемента И1 прямопропорционален входному напряжению, поэтому этот элемент является линейным. Выпрямленный ток I2 на выходе элемента И2, который называется нелинейным, он имеет нелинейную зависимость. Оба тока поступают на усилитель У, который реагирует на их разность и усиливает её. Ток выхода корректора поступает в обмотку 4 – подмагничивание Uтп. Из рис2.б видно, что при снижении напряжения на входе изм. элементов менее U1 под действием разности токов I1-I2, ток выхода корректора увеличивается. Корректор поддерживает то напряжение генератора, которое соответствует напряжению U1. На выходе с помощью Uат можно изменить настройку корректора.

Рассмотренная схема относится к группе регуляторов пропорционального действия, реагирующих на отклонение тока статора и напряжения статора. Разработаны и находятся в эксплуатации АРВ сильного действия, реагирующие на скорос2тные изменения параметров регулирования или даже на их ускорение. Устройство АРВ сильного действия в сочетании с быстродействующей системой возбуждения, имеющая высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие напряжения потолочного напряжения возбудителя обеспечивают значительное повышение устойчивости параллельной работы генераторов. При этом регулятор будет по-настоящему эффективен, если изменение возбуждения будет производиться и с учётом частоты изменения ЭДС генератора.

Структурная схема АРВ сильного действия показана на рис3.

Рис. 3 – Структурная схема АРВ сильно действия.

АРВ состоит из двух основных звеньев: измерительного звена и усилителя сумматора. В измерительное звено входят: блок измерения напряжения (БИН), блок измерения частоты (БИЧ). Блок БИН содержит включенный элемент БКТ, в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока напряжения.

После БКТ сигнал поступает в измерительные элементы - отклонение напряжения, U’- производная напряжения. Выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален и . Усилитель сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующих систем возбуждения. Для улучшения характеристик АРВ в схему регулятора вводят обратную связь.



13. АГП

После внезапного отключения генераторов или компенсаторов необходимо их развозбудить, то есть погасить поле. При к.з внутри генераторов и компенсаторов или на их выводах быстрое автоматическое гашение поля позволяет уменьшить размеры повреждений обмотки и активной стали.

Гашение магнитного поля гене­раторов и компенсаторов, осуществляется с помощью специальных устройств — автоматов гашения поля (АГП), которые вводятся в действие от релейной защиты. Процесс гашения поля можно считать законченным, если амплитуда э. д. с. статора снизилась до 500 В; при этом происхо­дит естественное погасание дуги переменного тока в месте повреж­дения машины. Амплитуда э.д.с. статора, обусловленная остаточным намагничиванием ротора, примерно равна 300 В. Время, в течение ко­торого э. д. с, создаваемая током возбуждения, снизится до 500—300 = 200 В, называется временем гашения поля.

К устройствам АГП предъяв­ляют ряд требований: время гаше­ния поля должно быть возможно меньшим; при действии АГП нап­ряжение на обмотке возбуждения не должно превосходить допускае­мого напряжения.

Существует несколько способов гашения поля. До недавнего вре­мени широко применялась схема с переключением обмотки возбужде­ния синхронной машины на разряд­ный резистор r с помощью контактов 2 автомата га­шения поля. В нормальном режиме работы машины ее обмотка возбу­ждения подключена к возбудителю через контакты 1. При подаче им­пульса на отключение АГП сначала замыкаются контакты 2, а потом размыкаются контакты 1, благода­ря чему исключается разрыв цепи обмотки возбуждения и устраняется опасность возникновения больших перенапряжений на этой обмотке. Электромагнитная энергия, запа­сенная в обмотке возбуждения, вы­деляется главным образом в разря­дном резисторе. В этом случае вре­мя гашения составляет несколько секунд.

В настоящее время широко ис­пользуются автоматы гашения по­ля завода «Электросила». При использовании этих автоматов гашение поля про­текает в 4—6 раз быстрее, чем с помощью постоянного сопротивле­ния. В системах возбуждения с уп­равляемыми вентилями возможно гашение поля путем перевода вен­тилей в инверторный режим, при котором энергия, накопленная в об­мотке возбуждения, отдается воз­будителю или выпря­мительному трансформатору. При этом процесс гашения поля оказывается аналогичным про­цессу гашения с помощью дугогасительной решетки. Разница состоит лишь в том, что перевод вентилей в инверторный режим происходит почти мгновенно, без разрыва цепи возбуждения. При наличии двух групп вентилей в инверторный ре­жим переводится форсировочная группа вентилей (а рабочая отклю­чается), так как более высокое на­пряжение вентилей форсировочной группы позволяет быстрее погасить поле. Поскольку напряжение фор­сировочной группы выбирают рав­ным предельному напряжению воз­буждения, которое составляет не более (2—4) что меньше наи­большего допустимого напряжения, то время гашения магнитного поля в этом случае несколько больше, чем при использовании дугогасительной решетки.


14. СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ

Синхронный компенсатор пред­ставляет собой ненагруженный син­хронный двигатель, который в зави­симости от тока возбуждения может либо вырабатывать (в режиме пе­ревозбуждения), либо потреблять (в режиме недовозбуждения) реак­тивную мощность. Особенностью синхронных компенсаторов являет­ся возможность работы как с положительным, так и с отрицательным возбуждением.

Синхронные компенсаторы обыч­но выполняют с явнополюсным ротором , и конст­руктивно они аналогичны гидроге­нераторам, только у всех синхрон­ных компенсаторов вал расположен горизонтально. При таком исполне­нии уменьшаются масса, размеры и стоимость компенсатора; монтаж и ремонт возможны без крана (для монтажа и ремонта компенсатора с вертикальным валом требуется кран большой грузоподъемности); фун­дамент оказывается проще и де­шевле.

Для повышения устойчивости параллельной работы синхронных компенсаторов их выполняют со значительным моментом инерции. Поэтому валы синхронных компен­саторов несмотря на малый вращаю­щий момент (нагрузка на валу от­сутствует) имеют значительные раз­меры. Для повышения механической прочности валы выполняют кова­ными.

В настоящее время отечествен­ная промышленность изготовляет явнополюсные синхронные компен­саторы на 750 и 1 000 об/мин с но­минальными мощностями (при опе­режающем токе): 10; 16; 25; 32; 50; 100; 160; 350 МB-А. При указанных частотах вращения синхронные ком­пенсаторы в явнополюсном испол­нении имеют меньшую стоимость и меньшие потери энергии, чем в неявнополюсном исполнении, поэтому последние не нашли широкого при­менения. Для облегчения пуска явнополюсных синхронных компенса­торов их выполняют с пусковой обмоткой, которая состоит из стерж­ней, уложенных в полузакрытые па­зы на полюсах ротора. Изготовление стержней из сплавов с повышенным активным сопротив­лением — латуни, алюминиевой бронзы и др.— позволяет получить достаточно большой пусковой мо­мент (см. гл. 20). На торцах полюсов стержни замыкают накоротко медными или латунными сегментами, а сегменты соседних полюсов объединяют электрически в общее короткозамыкающее кольцо. Сече­ние стержней и сегментов выбира­ют, исходя из значений пусковых то­ков и длительности пуска.

При работе синхронного компен­сатора в режиме потребления реак­тивной мощности имеет место более глубокое проникновение потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора в торцевую зону сердечни­ка статора. Это увеличивает потери мощности и соответственно нагрев не только торцовой зоны сердечни­ка статора, но и нажимных плит, кронштейнов, бандажных колец и др. Поэтому у синхронных компен­саторов, которые рассчитаны на по­требление реактивной мощности бо­лее 50% номинальной, нажимные плиты, кронштейны, бандажные кольца и другие конструктивные элементы выполняют из немагнит­ных материалов.


ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТУРБО– И ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ В РЕЖИМЕ СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА

Турбо- и гидрогенераторы могут работать в режиме синхронного компенсатора. Обычно гидрогенераторы используют как компенсаторы в периоды маловодья, а турбогене­раторы — при продолжительном ре­монте турбин или при низких техни­ко-экономических показателях аг­регатов, а в последнее время — в часы наименьших нагрузок энерго­систем. Генераторы чаще работают в режиме перевозбужденного син­хронного компенсатора с выдачей реактивной мощности в сеть, когда потребители находятся вблизи элек­тростанции. В таком режиме гене­раторы могут работать неограни­ченное время. В часы наименьших нагрузок, а также в тех случаях, когда электростанция связана с по­требителями длинными линиями электропередачи, возникает необхо­димость использования генераторов в режиме недовозбужденного син­хронного компенсатора (при токах возбуждения меньше тока холосто­го хода) с потреблением реактивной мощности из сети. Возможность продолжительного использования генератора в таком режиме должна быть доказана для каждого отдель­ного случая.

Турбогенератор может работать в режиме синхронного компенсато­ра вместе с турбиной и без нее. Од­нако в первом случае создаются опасные перегревы лопаток турби­ны. Для их устранения, а также для уменьшения активной мощности, потребляемой из сети, целесообраз­но отсоединять генератор от турби­ны путем расцепления соединитель­ной муфты. При необходимости создания в системе вращающегося резерва, а также при чередовании работы агрегата в режиме генера­тора и режиме синхронного компен­сатора генератор оставляют соеди­ненным с турбиной. В этом случае охлаждение лопаток турбины про­изводят путем пропуска небольшого количества пара, определяющего наименьшую допускаемую актив­ную мощность (ее обычно называют техническим минимумом), с кото­рой может длительно работать тур­бина и соответственно турбогенера­тор. Эта мощность зависит от типа и мощности турбины и примерно равна 10—20% ее номинальной мощности.

Вертикальные гидрогенераторы из-за особенностей своей конструк­ции работают в режиме синхронно­го компенсатора только совместно с турбиной. Для уменьшения актив­ной мощности, потребляемой из се­ти, необходимо, чтобы лопатки тур­бины вращались не в воде, а в воз­духе (опасности перегрева лопаток в таком режиме не возникает). Во­ду из камеры гидротурбины отжи­мают сжатым воздухом. С этой це­лью на гидростанциях предусматри­вают специальную установку со сжатым воздухом. В течение всего периода работы гидрогенератора в режиме синхронного компенсатора в камере поддерживается избыточ­ное давление.

Пуск агрегата, работающего в режиме синхронного компенсатора совместно с турбиной, производят так же, как и при работе в режиме генератора, путем подачи воды или пара в турбину. После включения генератора в сеть количество воды или пара, поступающего в турбину, уменьшают до допустимого значе­ния и генератор переходит в режим синхронного компенсатора. В неко­торых случаях может быть исполь­зован метод асинхронного пуска от сети.

Включение турбогенератора для работы в режиме синхронного ком­пенсатора без турбины может быть осуществлено путем асинхронного пуска непосредственно от сети или путем частотного пуска от специаль­но выделенного для этой цели турбогенератора.


15. ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ И КОМПЕНСАТОРОВ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ

Включение синхронных машин в сеть на параллельную работу производят либо способом точной син­хронизации, либо способом грубой синхронизации, который для генераторов обычно называют способом самосинхронизации, а для син­хронных компенсаторов и двигате­лей асинхронным пуском. Иногда применяют и несинхронное вклю­чение генераторов.



Способ точной синхронизации

Этот способ используют при включении в сеть синхронных гене­раторов. Он состоит в том, что ге­нератор сначала разворачивают турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, а затем возбуждают и при определенных условиях включают в сеть. Условиями, необходимыми для включения ма­шины, являются: 1) равенство на­пряжений включаемого генератора и работающего генератора или сети; 2) совпадение фаз этих напряжений; 3) равенство частот включае­мого генератора и работающего генератора или сети. Первое условие обеспечивается путем регулирова­ния тока возбуждения машины, а для выполнения второго и третьего условий необходимо изменение вра­щающего момента на ее валу, что достигается изменением количества пара или воды, пропускаемых че­рез турбину.

Выполнение условий точной син­хронизации можно осуществить вручную или автоматически. При ручной синхронизации все операции по регулированию возбуждения и подгонке частоты выполняет дежур­ный персонал, а при автоматиче­ской синхронизации — автоматиче­ские устройства. Применяется так­же ручная синхронизация с автоматическим контролем синхро­низма, который запрещает включе­ние выключателя синхронизируемой машины при несоблюдении условий синхронизации. При точной ручной синхронизации напряжения и ча­стоты контролируют по установлен­ным на щите управления двум вольтметрам и двум частотомерам, а сдвиг по фазе напряжений — по синхроноскопу; последний позволя­ет не только уловить момент совпа­дения фаз напряжений, но также определить, вращается ли включа­емый генератор быстрее или мед­леннее, чем работающие. Указанные приборы объединяют в так на­зываемую «колонку синхронизации». Вольтметр и частотомер, относя­щиеся к синхронизируемому гене­ратору, подключают к его транс­форматору напряжения, а вольт­метр и частотомер, относящиеся к работающим генераторам (или се­ти), обычно подключают к транс­форматору напряжения сборных шин станции. Синхроноскоп под­ключают одновременно к обоим трансформаторам напряжения.

При соблюдении всех вышеука­занных условий, т. е. при синхрон­ном включении разность между на­пряжениями генератора и сети рав­на нулю, поэтому уравнительного тока между включенным генерато­ром и другими генераторами не возникает. Точной ручной синхро­низации свойственны следующие недостатки: 1) сложность процесса включения из-за необходимости подгонки напряжения по модулю и фазе, а также частоты генератора;



2) большая длительность включе­ния — от нескольких минут в нор­мальном режиме до нескольких де­сятков минут при авариях в систе­ме, сопровождающихся изменением частоты и напряжения, когда осо­бенно важно обеспечить быстрое включение генератора в сеть;

3) возможность механических по­вреждений генератора и первичного двигателя при включении агрегата с большим углом опережения.

Способ самосинхронизации

Он исключает необходимость точной подгонки частоты и фазы напряжения включаемой синхрон­ной машины. Последнюю разворачивают до частоты вращения, незначительно отличающейся от синхронной с прочностью до нескольких процентов), и невозбужденной включают в сеть. При этом обмотку возбуждения замыкают на раз­рядный резистор, используемый при гашении поля, либо на специально предусмот­ренный для этой цели резистор,

либо на якорь возбудителя, чтобы избежать появления в обмотке возбуждения напряжений, опасных для ее изоля­ции. После включения генератора в сеть подают импульс на включение. АГП и машина возбуждается.

В момент включения невозбуж­денной синхронной машины в сеть имеют место бросок тока статора и снижение напряжения в сети.

Однако ток и соответствую­щая электродинамическая сила

меньше, чем при к.з. на выво­дах генератора. Это объясняется тем, что ток статора в момент

включения определяется только напряжением сети Uc (так как генератор не возбужден и его э. д. с. равна нулю),котороё меньше ЭДС нормального режима, и суммарны­ми сопротивлениями и, которые больше соответствующих сопротивлений генератора и за счет сопротивлений сети. Кроме того, при самосинхронизации затухание свободных периодических составляющих тока проис­ходит быстрее, чем при К.З., так как в первом случае ротор замкнут на разрядный резистор. Поэтому даже ошибочное включение маши­ны в сеть с большим скольжением, когда длительность действия повы­шенных токов достаточно велика, 15.

не представляет опасности. Испытания показали, что обмот­ка статора в механическом отноше­нии не реагирует на первый пик тока включения; деформация до­стигает наибольшего значения толь­ко спустя несколько периодов по­сле включения. Учитывая также быстрое затухание свободной сверхпереходной составляющей тока статора, можно при оценке допу­стимости самосинхронизации началь­ное значение периодической составляющей тока и напряжение U на выводах генератора определять по переходному сопротивлению:



, и .

Электродинамические силы,

воздействующие на обмотку стато­ра неявнополюсных машин при самосинхронизации, больше, чем явнополюсных, так как неявнопо-люсные машины имеют относитель­но большие полюсные деления, большие вылеты лобовых соедине­ний обмотки статора и меньшие реактивные сопротивления (опре­деляющие начальное значение то­ка включения), чем явнополюсные машины.

Магнитный поток, создаваемый током статора, наводит в роторе


ток, вследствие чего в машине воз­никает соответствующий магнит­ный поток ротора. Взаимодействие указанных магнитных потоков при­
водит к созданию электромагнит­ного вращающего момента. Наибольшую опасность для машины представляет знакопеременный

вращающий момент, возникающий в первые периоды времени после включения невозбужденной маши­ны в сеть. Наибольшее значение этого момента равно:



т. е. оно тем меньше, чем больше сопротивление сети хс и чем мень­ше разница между и . Поэтому турбогенераторы с массивным ротором и явнополюсные машины с демпферными обмотками по обеим осям на роторе подвергаются меньшему воздействию знакопеременных моментов вращения, чем явнополюсные машины без демпферных обмоток.

обмоток.

16. НАГРЕВ ПРОВОДНИКОВ И АППАРАТОВ ТОКАМИ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ.

В проводниках и аппаратах име­ют место потери мощности и энер­гии различных видов. Сюда отно­сятся:

1) потери в проводниках, пропорциональные квадрату тока;

2) потери в диэлектриках, пропор­циональные квадрату напряжения;

3) потери в магнитопроводах транс­форматоров и электромагнитов от вихревых токов и гистерезиса;

4) потери в массивных ферромаг­нитных деталях, расположенных в сильных магнитных полях, от ин­дуктированных токов. Потерянная энергия выделяется в виде тепла, которое частично поглощается про­водником, аппаратом, частично рассеивается в окружающую сре­ду— твердую, жидкую или газооб­разную.

Температура проводников и час­тей аппаратов зависит от мощности потерь, условий теплоотдачи в ок­ружающую среду и от режима ра­боты. При рассмотрении вопросов нагревания проводников и аппара­тов в нормальных режимах послед­ние удобно делить на продолжи­тельный и кратковремен­ный. Продолжительным называют режим работы с некоторой постоян­ной нагрузкой в течение неограни­ченного времени. При этом рас­сматриваемый элемент оборудова­ния, проводник, аппарат находятся в установившемся тепловом состоя­нии. Кратковременным называют режим работы с постоянной нагруз­кой в течение некоторого ограни­ченного времени, недостаточного для того, чтобы температура про­водника, аппарата достигла уста­новившейся. Как показано в § В-2, нагрузки генераторов, трансформа­торов, линий изменяются в течение суток и года ступенями. Продолжи­тельности отдельных ступеней и соответствующие, нагрузки могут быть весьма различными, В зависи-

мости от постоянной времени на­гревания (см. § 3-5) рассматривае­мого элемента оборудования — аппарата или проводника — тепло­вой режим на отдельных ступенях многоступенчатого графика при­ближается к условиям продолжи­тельного или кратковременного ре­жима.



Допускаемые температуры. Тем­пературу проводников, частей аппа­ратов в нормальных режимах огра­ничивают, чтобы, во-первых, обес­печить экономически целесообраз­ный срок службы изоляции; во-вто­рых, обеспечить надежную работу контактов; в-третьих, не допустить заметного снижения механических характеристик металлов. В зависи­мости от вида изоляции, назначения и устройства аппарата допускаемая температура в нормальных режи­мах определяется первым либо вто­рым требованием. Третье требова­ние обычно перекрывается первыми двумя. Так, например, срок службы и надежность изолированных про­водников и кабелей определяются в основном качеством и условиями работы изоляции, надежность рабо­ты коммутационных аппаратов — конструкцией контактной системы и дугогасительного устройства. До­пускаемые температуры для этих частей устанавливают, исходя из этого требования. Третье условие механической прочности относится в основном к нагреванию при к. з.

Следует различать наблюдаемые температуры и темпе­ратуры в наиболее нагре­тых точках аппарата, машины. Под наблюдаемыми температурами понимают температуры, найденные измерением. Они отличаются от температур в наиболее нагретых точках, поскольку последние обыч­но недоступны и применяемые ме­тоды измерения несовершенны. Разность между температурой в наиболее нагретой точке и наблюдаемой составляет от 5 до 15° С в за­висимости от типа аппарата и ме­тода измерения. Принято нормиро­вать наблюдаемые температуры, поскольку это удобно для практи­ческого использования в эксплуата­ции. Однако в основу нормирования наблюдаемых температур изолиро­ванных проводников и частей аппа­ратов, машин положены длитель­ные допускаемые температуры в наиболее нагретых точках для ос­новных видов изоляционных мате­риалов. Эти температуры для изо­ляционных материалов различных классов (ГОСТ 8865-70) составляют:

Примечание:

Класс У — непропитанные и непогруженные в жидкий электроизоляционный материал волокнистые материалы из целлюлозы и шелка.

Класс А — пропитанные и погруженные в жидкий электроизоляционный со­став волокнистые материалы из целлюлозы или шелка.

Наименование частей аппарата



Наиб. доп темп.

Превышение температуры




В воздухе

В масле

В возд.

В масле

Контактные соединения:

a) из меди и её сплавов без покрытия серебром.

б) из меди и её сплавов с покрытием серебром.

в) из серебра или накладными припаянными пластинами серебра.


80


85

100


80


85

100

45

50


65

45
50

55



Класс Е — некоторые синтетические и орга­нические пленки.

Класс В — материалы на основе слюды (в том числе на органических подложках), асбеста и стеклово­локна, применяемые с органиче­скими связующими и пропитыва­ющими составами.

Класс Р — материалы на основе слюды, ас­беста и стекловолокна, применя­емые в сочетании с синтетически

ми связующими и пропитываю­щими составами.

Класс Н — материалы на основе слюды, ас­беста и стекловолокна, применя­емые в сочетании с кремнийорганическими связующими и про­питывающими составами и др.

Класс С —- слюда, керамические материалы, стекло, кварц, применяемые без связующих составов или с неор­ганическими или кремнийорганическими связующими составами и др.

Таким образом, изоляцию ос­новных видов делят в отношении нагревостойкости на семь классов, для которых устанавливают допус­каемые температуры, исходя из приемлемого срока службы. Одна­ко нагревостоикость изоляции является не единственным критерием при нормировании допускаемой температуры для изолированных проводников, кабелей и частей ап­паратов. Так, например, для кабе­лей с бумажной изоляцией класса А (нагревостоикость 105° С) прини­мают более низкие допускаемые температуры (в пределах от 50 до 65° С), что объясняется возмож­ностью образования при более вы­сокой температуре воздушных включений (вследствие периодичес­кого изменения температуры кабе­лей). Вместе с тем опыт показыва­ет, что нормированная температура для изоляции класса А (105° С) мо­жет быть превышена в течение ограниченного времени. При этом необходимо учитывать ускоренный износ изоляции, экономически оправданный требованием непре­рывности электроснабжения в анор­мальных условиях работы сети или электроустановки. Это относится, например, к силовым трансформа­торам и кабелям с изоляцией клас­са А. Допускаемая температура для неизолированных медных и алюминиевых шин внутренних РУ принята равной 70° С (т. е. относи­тельно низкой), чтобы обеспечить надежную работу контактов и не допустить чрезмерного нагревания изолированных частей аппаратов, к которым они примыкают. Дли­тельно допускаемые (наблюдае­мые) температуры для контактов электрических аппаратов приведе­ны в табл.

Длительно допускаемые температуры для контактов электрических аппаратов высокого напряжения:

Существенное значение имеет нормирование температуры окружающей среды (воздух, масла, воды, земли), что видно из следующего. Температура υ проводника аппарата может быть представлена в виде суммы ,

где - температура окружающей среды; - превышение температуры проводника над температурой окружающей среды.



17. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА

РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ПРОВОДНИКОВ И АППАРАТОВ ПО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫМ РЕЖИМАМ РАБОТЫ



Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.



Нормальный режим – это такой режим работы электротехни­ческого устройства, при котором значения его параметров не выходят за пределы, допустимые при заданных условиях эксплуатации.

В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки в этом режиме может меняться в зависимости от графика нагрузки. Для выбора аппаратов и токоведущих частей следует принимать наибольший ток нормального режима Iнорм.



Ремонтный режим — это режим плановых профилактических капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до Iрем, max.

Послеаварийный режим — это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током Iпав, max.

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток Imax.

Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: Iнорм - наибольший ток нормального режима; Imax — наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Рассмотрим некоторые конкретные случаи определения расчетных токов.



Цепь генератора. Наибольший ток нормального режима прини­мается при загрузке генератора до номинальной мощности Рном, при номинальном напряжении и cosφном: (1)

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима опре­деляется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5% (2)

В конкретных условиях Imax может быть определен при работе гене­ратора с повышенной токовой нагрузкой за счет улучшения системы ох­лаждения (повышение давления водорода и др.).

Цепь двухобмоточного трансформатора связи на электростанции. Со стороны ВН и НН принимают . (3)

где Sном — номинальная мощность трансформатора.

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима прини­мается при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных длительных или систематических перегрузок. Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается длительная аварийная перегрузка на 40% и систематическая перегрузка в зависимости от условий охлаждения, типа трансформатора и графика нагрузки. Если неизвестны действительные значения допустимых перегрузок, то в учебном проектировании можно принять . (4)

Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора на электростанции. Трехобмоточные трансформаторы широко применяются на ТЭЦ в качестве трансформаторов связи. В этом случае они работают как повышающие, передавая избыток мощности генераторов в сеть ВН и СН. Загрузка цепей ВН, СН и НН зависит от конкретных условий: графика нагрузки на НН, СН и схемы соединений электроустановки на НН. При блочном соединении генератора с трансформатором на стороне НН Iнорм, Iном определяются так же, как в цепи генератора.

При поперечных связях между генераторами расчетные условия на стороне НН и ВН определяются по

мощности трансформатора с учетом его перегрузки, т. е.

На стороне СН, если отсутствует связь с энергосистемой и установлено два трансформатора: ,(5)

где S’н — наибольшая перспективная нагрузка на СН; .(6)

Если к шинам СН присоединена энергосистема и возможны перетоки между ВН и СН, то Цепь двухобмоточного трансформатора на под­станции. На стороне ВН и НН расчетные нагрузки определяют, как пра­вило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S’ном, т:; (7) . (8)



Цепь трехобмоточного трансформатора на под­станции.

На стороне ВН расчетные токи определяют по (7) и (8).

На стороне СН расчетные токи при двух установленных трансфор­маторах:

; (9) (10)

где S’н - перспективная нагрузка на стороне СН на 10-летний период.



Цепь автотрансформатора на подстанции. На стороне ВH и СН расчетные токи определяют по (7), (8), так как автотрансфор­матор может быть использован для связи двух систем и перетоков мощности как из ВН в СН, так и в обратном направлении. На стороне НН расчетные токи определяют по перспективной нагрузке (9) и (10).

Цепь линии. Если линия одиночная, радиальная, то Iнорм = Imax оп­ределяется по наибольшей нагрузке линии.

Для двух параллельно работающих линий



.

где Sнагр – наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям. Для n параллельных линий



;(11) .(12)

Цепи секционных, шиносоединительных выключа­телей, сборные шины. Ток нормального режима определяется с учетом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме. Такими режимами являются: отключение части генераторов, перевод отходящих линий на одну систему шин, а источников питания - на другую. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, сек­ционному и шиносоединительному выключателям, не превышает Imax самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

Цепь группового сдвоенного реактора. В нормальном режиме ветви реактора загружены равномерно. Наибольший ток нормаль­ного режима определяется по нагрузке присоединенных к ветви потре­бителей : .(13)

В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединенных к ветви реактора, нагрузка другой ветви может соответственно возрасти, поэтому



,

n - число линий, присоединенных к одной ветви реактора.

При правильно выбранном реакторе Imax не превышает номинального тока его ветви.

Условия выбора электрических аппаратов и проводников по условиям нормального режима:





18. ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Из курса «Теоретические основы электротехники» известно, что системы проводников при протекании по ним токов испытывают электродинами­ческие взаимодействия, сопровождающиеся значительными механическими напряжениями.



При одинаковом направлении тока проводники притягиваются, а если токи направлены в противоположные стороны, то отталкиваются (рис. 1).

Рис. 1. Электродинамическое взаимодействие между двумя токоведущими частями при согласном (а) и встречном (б) направлениях токов.

Сила взаимодействия токов определяется по формулам, вытекающим из закона Био - Савара. Для двух параллельных проводников длиной l, расположенных на расстоянии а друг от друга, она может быть найдена из выражения. (1)

Если токи выражены в амперах, а сила Fв ньютонах, то коэффи­циент k равен 2∙10 -7; коэффициент kф учитывает форму провод­ника и может быть принят равным единице для проводников круглого сечения независимо от расстояния между ними и для проводников любой формы, если расстояние в свету между ними будет больше периметра поперечного сечения токоведущей части. В противном случае коэффициент kф отличен от единицы и при вычислении усилий должен быть предварительно определен по специальным графикам.

Сила F распределена равномерно по длине параллельных проводни­ков. Удельное усилие на единицу длины проводника для условий рис. 1 равно: . (2)

Электродинамические взаимодействия в трехфазных установках переменного тока имеют ряд особенностей. На рис. 2 изображены векторы усилий между проводниками отдельных фаз, расположенных в одной плоскости, в различные моменты времени на протяжении одного периода переменного тока. Усилия изменяются во времени по значению и направлению и имеют колебательный характер.



Сила, действующая на проводник с током, определяется как результат взаимодействия его с токами в проводниках двух других фаз, при этом в наиболее тяжелых условиях оказывается проводник средней фазы. Наибольшее удельное усилие на проводник средней фазы может быть определено из выражения, Н/м , (3)

где Iт- амплитуда тока в фазе, А; а - расстояние между соседними фазами, м.



Рис. 2. Электродинамические взаи­модействия в трехфазной системе про­водников: a-e-силы взаимодействия для разных моментов периода; г - кривые изменения токов в фазах.

Коэффициент учитывает фазовые смещения токов в проводниках.

Взаимодействие проводников существенно возрастает в режиме КЗ, когда полный ток КЗ достигает своего наибольшего значения -ударного. При оценке взаимодействия фаз необходимо рассматривать двухфазное и трехфазное КЗ.

Для определения удельного усилия при трехфазном КЗ в системе проводников, показанной на рис. 2, пользуются выражением (3) при условии , тогда , (4)

где - ударный ток трехфазного КЗ, А.

В случае двухфазного КЗ влияние третьей (неповрежденной) фазы ничтожно мало, поэтому для определения удельного усилия используют выражение (2), принимая во внимание, что . Следовательно, , (5)

где - ударный ток двухфазного КЗ, А.

Учитывая, что , нетрудно по­казать, что междуфазное усилие при трехфазном КЗ больше, чем при двухфазном. Поэтому расчетным видом КЗ при оценке электродинамических сил считают трехфазное.

19. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО УСЛОВИЯМ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ СТОЙКОСТИ. ЭЛЕТРОДИНАМИЧЕСКАЯ СТОЙКОСТЬ ШИННЫХ КОНСТРУКЦИЙ.

Выше рассматривались междуфазные уси­лия. Однако в реальных аппаратах и шинных конструкциях могут возникать довольно большие силы взаимодействия токов одной фазы. Это происходит при расщеплении фазы на ряд параллельных проводов, а также тогда, когда проводники не прямолинейны, а обра­зуют петли, изгибаются под углом. На рис. 3 в качестве примера показана эпюра усилий, возникающих в пределах токоведущего контура фазы масляного выключателя. Такие силы могут привести к самопроизволь­ному отключению выключателя, если не при­нять соответствующих мер. Так, например, при токе iу = 50 кА на траверсу подвиж­ных контактов выключателя МКП-35 дей­ствует сила, равная примерно 2000 Н.. Подобные силы имеют место в разъединителях, реакторах и других аппаратах.

Рис. 3. Эпюры элект­родинамических взаимо­действий в пределах одной фазы масляного выклю­чателя

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



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

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантий­ный ток КЗ, при котором обеспечивается электродинамическая стой­кость. Чаще всего в каталогах на оборудование задается мгновенное значение тока электродинамической стойкости iдин (или imax, или iпр.скв.). При выборе аппаратов гарантированный заводом-изготовителем ток сравнивается с расчетным ударным током КЗ. Должно быть выполнено условие



.

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



,

где σдоп и σрасч — соответственно допустимое и расчетное значения меха­нических напряжений в материале проводника.



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

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

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

Проверка на электродинамическую стойкость шин к токам КЗ

При КЗ по токоведущим частям проходят токи переходного режима, вызывая сложные динамические усилия в шинных конструкциях. Усилия, действующие на жесткие шины и изоляторы, рассчитываются по наибольшему мгновенному значению тока трехфазного КЗ (). Сила, действующая на конструкцию определяется по (1).

Изгибающий момент, действующий на шину, Н∙м: ,(1)

где: f - наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, Н/М,



l - длина пролета между опорными изоляторами, м,

- коэффициент, зависящий от способа крепления шин на опорных изоляторах (для реальных конструкций =10).

Напряжение в материале шины при воздействии изгибающего момента, МПа,



19. ,(2)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию момента, см3. Он зависит от размеров и расположения шин.

Шины механически прочны, если ,(3)

где:допустимое механическое напряжение в материале шины (справочная величина).



следующая страница >>