Организация физических процессов в электрической части электростанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция 1. Принципы и способы электромеханического преобразования энергии, устройства для преобразования

В синхронных машинах частоты вращения магнитного поля статора и ротора равны между собой.

Синхронные машины могут работать как генераторами, так и двигателями.

В зависимости от типа привода синхронные генераторы получили и свои названия.

Турбогенератор, - это генератор, приводимый в движение паровой турбиной, гидрогенератор вращает водяное колесо, а дизель - генератор механически связан с двигателем внутреннего сгорания.

Синхронные двигатели широко применяют для привода мощных компрессоров, насосов, вентиляторов.

Синхронные микродвигатели используют для привода лентопротяжных механизмов регистрирующих приборов, магнитофонов и т.д.

Конструкция и принцип действия синхронного генератора

Статор синхронной машины по конструкции не отличается от статора асинхронного двигателя. В пазах статора размещается трехфазная, двухфазная или однофазная обмотки.

Заметное отличие имеет ротор, который принципиально представляет собой постоянный магнит или электромагнит.

Это налагает особые требования на геометрическую форму ротора. Любой магнит имеет полюса, число которых может быть два и более.

На рис. 6.1.1 приведены две конструкции генераторов, с тихоходным и быстроходным ротором.



Быстроходными бывают, как правило, турбогенераторы. Количество пар магнитных полюсов у них равно единице. Чтобы такой генератор вырабатывал электрический ток стандартной частоты f = 50 Гц, его необходимо вращать с частотой

На гидроэлектростанциях вращение ротора зависит от движения водяного потока. Но и при медленном вращении такой генератор должен вырабатывать электрический ток стандартной частоты f = 50 Гц.

Поэтому для каждой гидроэлектростанции конструируется свой генератор, на определенное число магнитных полюсов на роторе.

В качестве примера приведем параметры синхронного генератора, работающего на Днепровской ГЭС.

Водяной поток вращает ротор генератора с частотой n = 33,3 об / мин. Задавшись частотой f = 50 Гц, определим число пар полюсов на роторе:

Принцип действия синхронного генератора основан на явлении электромагнитной индукции. Ротор с магнитными полюсами создает вращающееся магнитное поле, которое, пересекая обмотку статора, наводит в ней ЭДС. При подключении к генератору нагрузки генератор будет являться источником переменного тока.

ЭДС синхронного генератора

Величина наводимой в обмотке статора ЭДС количественно связана с числом витков обмотки и скорости изменения магнитного потока:

Переходя к действующим значениям, выражение ЭДС можно записать в виде:

где n - частота вращения ротора генератора,

Ф - магнитный поток,

c - постоянный коэффициент.

При подключении нагрузки напряжение на зажимах генератора в разной степени меняется. Так, увеличение активной нагрузки не оказывает заметного влияния на напряжение. В то же время индуктивная и емкостная нагрузки влияют на выходное напряжение генератора. В первом случае рост нагрузки размагничивает генератор и снижает напряжение, во втором происходит его подмагничивание и повышение напряжения. Такое явление называется реакцией якоря.

Для обеспечения стабильности выходного напряжения генератора необходимо регулировать магнитный поток. При его ослаблении машину надо подмагнитить, при увеличении - размагнитить. Делается это путем регулирования тока, подаваемого в обмотку возбуждения ротора генератора.

СИНХРОННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ

КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ

Конструкция синхронного двигателя такая же, как и у синхронного генератора.

При подаче тока в трехфазную обмотку статора в нем возникает вращающееся магнитное поле. Частота вращения его определяется формулой:

где f - частота тока питающей сети,

р - число пар полюсов на статоре.

Ротор, являющийся часто электромагнитом, будет строго следовать за вращающимся магнитным полем, т.е. его частота вращения n₂ = n₁.

Рассмотрим принцип действия синхронного двигателя на следующей условной модели (рис. 6.3.1.). Пусть магнитное поле статора будет смоделировано системой вращающихся магнитных полюсов N - S.

Ротор двигателя тоже представляет собой систему электромагнитов S - N, которые "сцеплены" с полюсами на статоре. Если нагрузка на двигателе отсутствует, то оси полюсов статора будут совпадать с осями полюсов ротора ( = 0).

Если же к ротору подключена механическая нагрузка, то оси полюсов статора и ротора могут расходиться на некоторый угол .

Однако "магнитное сцепление" ротора со статором будет продолжаться, и частота вращения ротора будет равна синхронной частоте статора (n₂ = n₁). При больших значениях ротор может выйти из "сцепления" и двигатель остановится.

Главное преимущество синхронного двигателя перед асинхронным - это обеспечение синхронной скорости вращения ротора при значительных колебаниях нагрузки.

Система пуска синхронного двигателя

Как мы показали выше, синхронное вращение ротора обеспечивается "магнитным сцеплением" полюсов ротора с вращающимся магнитным полем статора.

В первый момент пуска двигателя вращающееся магнитное поле статора возникает практически мгновенно. Ротор же, обладая значительной инерционной массой, прийти в синхронное вращение сразу не сможет. Его надо "разогнать" до подсинхронной скорости каким-то дополнительным устройством.

Долгое время роль разгонного двигателя играл обычный асинхронный двигатель, механически соединенный с синхронным.

Ротор синхронного двигателя приводится во вращение до подсинхронной скорости. Далее двигатель сам втягивается в синхронизм.

Обычно мощность пускового двигателя составляет 5-15 % от мощности синхронного двигателя. Это позволяет пускать в ход синхронный двигатель только вхолостую или при малой нагрузке на валу.

Применение пускового двигателя мощностью, достаточной для пуска синхронного двигателя под нагрузкой делает такую установку громоздкой и дорогой.

В последнее время используется так называемая система асинхронного пуска синхронных двигателей. С этой целью в полюсные наконечники забивают стержни, напоминающие собою короткозамкнутую обмотку асинхронного двигателя (рис. 6.3.2.1).

В начальный период пуска синхронный двигатель работает как асинхронный, а в последующем - как синхронный. В целях безопасности обмотку возбуждения в начальном периоде пуска закорачивают, а на заключительном подключают к источнику постоянного тока.

Реактивный синхронный двигатель

В лабораторной практике, в быту и в маломощных механизмах применяют так называемые реактивные синхронные двигатели.

От обычных классических машин они отличаются лишь конструкцией ротора. Ротор здесь не является магнитом или электромагнитом, хотя по форме напоминает собой полюсную систему.

Принцип действия реактивного синхронного двигателя отличен от рассмотренного выше. Здесь работа двигателя основана, на свободной ориентации ротора таким образом, чтобы обеспечить магнитному потоку статора лучшую магнитную проводимость (рис. 6.4.1).

Действительно, если в какой-то момент времени максимальный магнитный поток будет в фазе А - X, то ротор займет положение вдоль потока ФА. Через 1/3 периода максимальным будет поток в фазе В - У. Тогда ротор развернется вдоль потока ФВ. Еще через 1/3 периода произойдет ориентация ротора вдоль потока. ФС. Так непрерывно и синхронно ротор будет вращаться с вращающимся магнитным полем статора.

В школьной практике иногда, при отсутствии специальных синхронных двигателей, возникает необходимость в синхронной передаче.

Эту проблему можно решить с помощью обычного асинхронного двигателя, если придать ротору следующую геометрическую форму (рис. 6.4.2).



Шаговый двигатель

Этот тип двигателя является машиной постоянного тока, хотя принцип действия его напоминает синхронный реактивный двигатель.

Как видно из рис. 6.5.1, статор двигателя имеет шесть пар выступающих полюсов.

Каждые две катушки, расположенные на противоположных полюсах статора, образуют обмотку управления, включаемую, в сеть постоянного тока. Ротор - двухполюсный.

Если подключить к источнику постоянного тока катушки полюсов 1 - 1', то ротор расположится вдоль этих полюсов. Если задействовать катушки полюсов 2 - 2', а катушки полюсов 1 - 1' обесточить, то ротор повернется и займет положение вдоль полюсов 2 - 2'. Такой же поворот ротора произойдет, если включить в сеть катушки полюсов 3 - 3'. Так, шагами, ротор будет "следовать" за своей обмоткой управления.

Преимуществом шаговых двигателей является то, что в них совершенно отсутствует "самоход". Они поворачиваются и строго фиксируются с шагом, пропорциональным числу полюсов на статоре. Это качество делает его незаменимым в особо точных механизмах (для привода часов, механизмов подачи ядерного топлива в реакторах, в станках с ЧПУ и т.д.).

Управление шаговыми двигателями ведется с применением различных электронных устройств (триггеров Шмидта и др.).

Лекция 2. Топология построения схем распределительных устройств различных напряжений. Режимы работы нейтрали. Изолированная нейтраль. Нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор

Способ заземления нейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет:

· ток в месте повреждения и перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании;

· схему построения релейной защиты от замыканий на землю;

· уровень изоляции электрооборудования;

· выбор аппаратов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителей перенапряжений);

· бесперебойность электроснабжения;

· допустимое сопротивление контура заземления подстанции;

· безопасность персонала и электрооборудования при однофазных замыканиях.

В настоящее время в мировой практике используются следующие способы заземления нейтрали сетей среднего напряжения (термин «среднее напряжение» используется в зарубежных странах для сетей с диапазоном рабочих напряжений 1-69 кВ):

· изолированная (незаземленная);

· глухозаземленная (непосредственно присоединенная к заземляющему контуру);

· заземленная через дугогасящий реактор;

· заземленная через резистор (низкоомный или высокоомный).

Ниже в табл. 1 приведены способы заземления нейтрали, используемые в разных странах мира.

В России, согласно п.1.2.16 последней редакции ПУЭ, введенных в действие с 1 января 2003 г., «...работа электрических сетей напряжением 3-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор». Таким образом, сейчас в сетях 6-35 кВ в России формально разрешены к применению все принятые в мировой практике способы заземления нейтрали, кроме глухого заземления. Отметим, что, несмотря на это, в России имеется опыт применения глухого заземления нейтрали в некоторых сетях 35 кВ (например, кабельная сеть 35 кВ электроснабжения г. Кронштадта).

Рассмотрим подробнее способы заземления нейтрали и дадим им общую характеристику.

Изолированная нейтраль

Режим изолированной нейтрали достаточно широко применяется в России. При этом способе заземления нейтральная точка источника (генератора или трансформатора) не присоединена к контуру заземления. В распределительных сетях 6-10 кВ России обмотки питающих трансформаторов, как правило, соединяются в треугольник (рис. 1), поэтому нейтральная точка физически отсутствует.

ПУЭ ограничивает применение режима изолированной нейтрали в зависимости от тока однофазного замыкания на землю сети (емкостного тока). Компенсация тока однофазного замыкания на землю (использование дугогасящих реакторов) должна предусматриваться при емкостных токах:

· более 30 А при напряжении 3-6 кВ;

· более 20 А при напряжении 10 кВ;

· более 15 А при напряжении 15-20 кВ;

· более 10 А в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ;

· более 5 А в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков «генератор-трансформатор».

Вместо компенсации тока замыкания на землю может применяться заземление нейтрали через резистор (резистивное) с соответствующим изменением логики действия релейной защиты.

Исторически режим изолированной нейтрали был первым режимом заземления нейтрали, использовавшимся в электроустановках среднего напряжения. Его достоинствами являются:

· отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;

· малый ток в месте повреждения (при малой емкости сети на землю).

· Недостатками этого режима заземления нейтрали являются:

· возможность возникновения дуговых перенапряжений при перемежающемся характере дуги с малым током (единицы-десятки ампер) в месте однофазного замыкания на землю;

· возможность возникновения многоместных повреждений (выход из строя нескольких электродвигателей, кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях, связанных с дуговыми перенапряжениями;

· возможность длительного воздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к накоплению в ней дефектов и снижению срока службы;

· необходимость выполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейное напряжение;

· сложность обнаружения места повреждения;

· опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети;

· сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как реальный ток замыкания на землю зависит от режима работы сети (числа включенных присоединений).

Кроме того, значительное число повреждений трансформаторов напряжения типа НТМИ-6(10), ЗНОЛ-6(10), ЗНОМ-35 в отечественных сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью при однофазных замыканиях на землю также связано с состоянием нейтрали сетей среднего напряжения.

Недостатки режима работы с изолированной нейтралью весьма существенны, а такое достоинство, как отсутствие необходимости отключения первого замыкания, достаточно спорно. Так, всегда есть вероятность возникновения второго замыкания на другом присоединении из-за перенапряжений и отключения сразу двух кабелей, электродвигателей или воздушных линий. Такое развитие событий в эксплуатации не так редко, как кажется на первый взгляд. Именно по этой причине во многих странах, таких, как США, Канада, Англия, Австралия, Бельгия, Португалия, Франция и другие, отказ от режима изолированной нейтрали произошел еще в 40-50-х годах прошлого века. Как видно из табл. 1, в настоящее время из промышленно развитых стран режим изолированной нейтрали применяют только Италия, Япония и Финляндия. Причем в Италии сейчас рассматривается возможность перехода к работе с заземлением через дугогасящий реактор, а в Японии - с заземлением через резистор.

В России до последнего времени режим изолированной нейтрали был закреплен в ПУЭ. Именно этим объясняется сложившееся положение, когда даже в сетях с высоковольтными электродвигателями, где защита от однофазных замыканий выполнена с действием на отключение без выдержки времени, применяется режим изолированной нейтрали.

Нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор

Она также достаточно часто применяется в России. Этот способ заземления нейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используя специальный трансформатор (рис.2).

С точки зрения исторической последовательности возникновения этот способ заземления нейтрали является вторым. Он был предложен немецким инженером Петерсеном в 20-х годах прошлого столетия (в европейских странах дугогасящие реакторы называют по имени изобретателя «Petersen coil» - катушка Петерсена).

Достоинствами этого метода заземления нейтрали являются:

· отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю;

· малый ток в месте повреждения (при точной компенсации - настройке дугогасящего реактора в резонанс);

· возможность самоликвидации однофазного замыкания, возникшего на воздушной линии или ошиновке (при точной компенсации - настройке дугогасящего реактора в резонанс);

· исключение феррорезонансных процессов, связанных с насыщением трансформаторов напряжения и неполнофазными включениями силовых трансформаторов.

Недостатками этого режима заземления нейтрали являются:

· возникновение дуговых перенапряжений при значительной расстройке компенсации;

· возможность возникновения многоместных повреждений при длительном существовании дугового замыкания в сети;

· возможность перехода однофазного замыкания в двухфазное при значительной расстройке компенсации;

· возможность значительных смещений нейтрали при недокомпенсации и возникновении неполнофазных режимов;

· возможность значительных смещений нейтрали при резонансной настройке в воздушных сетях;

· сложность обнаружения места повреждения;

· опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети;

· сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как ток поврежденного присоединения очень незначителен.

В России режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном в разветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляция в отличие от воздушной не является самовосстанавливающейся. То есть, однажды возникнув, повреждение не устранится, даже несмотря на практически полную компенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения. Соответственно для кабельных сетей самоликвидация однофазных замыканий как положительное свойство режима заземления нейтрали через дугогасящий реактор не существует.

При дуговом характере однофазного замыкания скважность воздействия перенапряжений на изоляцию сети ниже, чем при изолированной нейтрали, но и здесь существует возможность возникновения многоместных повреждений. В последние десятилетия сети 6-10 кВ разрослись, а мощность компенсирующих устройств на подстанциях осталась той же, соответственно значительная доля сетей среднего напряжения сейчас работает с существенной недокомпенсацией. Это ведет к исчезновению всех положительных свойств сетей с компенсированной нейтралью. Отметим дополнительно, что дугогасящий реактор компенсирует только составляющую промышленной частоты тока однофазного замыкания. При наличии в сети источников высших гармоник последние могут содержаться в токе замыкания и в некоторых случаях даже усиливаться.

Применение режима с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, в таких странах, как Финляндия, Швеция, отличается от российского. В этих странах он применяется в сетях с воздушными линиями, где его применение наиболее эффективно. Кроме того, в этих странах существует значительное сопротивление грунта, состоящего в основном из скальных пород, и режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор позволяет обнаруживать однофазные замыкания через значительные переходные сопротивления 3-5 кОм. Применение режима заземления нейтрали через дугогасящий реактор в таких странах, как Германия, Австрия, Швейцария, носит в некоторой степени традиционный характер (выше уже говорилось онемецком инженере - изобретателе этого способа). Тем не менее и в этих странах этот режим заземления нейтрали применяется в основном в сетях с воздушными линиями. В сетях среднего напряжения зарубежных промышленных предприятий используется резистивное заземление нейтрали.

Лекция 3. Режимы работы нейтрали. Нейтраль, заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный). Глухозаземленная нейтраль

Нейтраль, заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный)

Этот режим заземления используется в России очень редко, только в некоторых сетях собственных нужд блочных электростанций и сетях газоперекачивающих компрессорных станций. В то же время, если оценивать мировую практику, то резистивное заземление нейтрали - это наиболее широко применяемый способ (см. табл. 1).

Таблица 1. Способы заземления нейтрали в странах мира

Страна	Принятое напряжение	Способ заземления нейтрали
		Изолированная	Через дугогасящий реактор	Через резистор	Глухое
Россия	6-35 кВ	+	+
Австралия	11-12 кВ			+	+
Канада	4-25 кВ			+	+
США	4-25 кВ			+	+
Испания			10-30 кВ	+	+
Италия	10-20 кВ	+
Португалия	10-30 кВ			+
Франция	12-24 кВ			+
Япония	6,6 кВ	+		+
Германия	10-20 кВ		+
Австрия	10-30 кВ		+
Бельгия	6,3-17 кВ			+
Великобритания	11 кВ			+	+
Швейцария	10-20 кВ		+
Финляндия	20 кВ	+	+

Резистор в отечественных сетях 6-10 кВ может включаться так же, как и реактор, в нейтраль специального заземляющего трансформатора (рис. 3).

Возможны и другие варианты включения резистора, когда нейтраль заземляющего трансформатора наглухо присоединяется к контуру заземления, а резистор включается во вторичную обмотку, собранную в разомкнутый треугольник (рис. 4б), либо используется однообмоточный трансформатор (фильтр нулевой последовательности) с соединением обмотки ВН в зигзаг (рис. 4в).

Возможны два варианта реализации резистивного заземления нейтрали: высокоомный или низкоомный.

При высокоомном заземлении нейтрали резистор выбирается таким образом, чтобы ток, создаваемый им в месте однофазного повреждения, был равен или больше емкостного тока сети. Например, согласно нормам французской сетевой компании Electricite de France, ток, создаваемый резистором, должен быть в два раза больше емкостного тока сети. Это гарантирует отсутствие дуговых перенапряжений при однофазных замыканиях. Как правило, суммарный ток в месте повреждения при высокоомном заземлении нейтрали не превышает 10 А. То есть высокоомным заземлением нейтрали является такое заземление, которое позволяет не отключать возникшее однофазное замыкание немедленно. Соответственно высокоомное заземление нейтрали может применяться только в сетях с малыми собственными емкостными токами до 5-7 А. В сетях с большими емкостными токами допустимо применение только низкоомного заземления нейтрали.

При низкоомном заземлении нейтрали используется резистор, создающий ток в пределах 10-2000 А. Величина тока, создаваемого резистором, выбирается исходя из нескольких конкретных условий: стойкость опор ВЛ, оболочек и экранов кабелей к протеканию такого тока однофазного замыкания; наличие в сети высоковольтных электродвигателей и генераторов; чувствительность релейной защиты. В Electricite de France низкоомный резистор выбирается таким образом, чтобы ток однофазного замыкания в воздушных сетях не превышал 300 А, а в кабельных 1000 А. Согласно бельгийским нормам ток однофазного замыкания лимитируется величиной не более 500 А. При наличии в сети высоковольтных электродвигателей Electricite de France ограничивает ток в месте замыкания величиной 20 А (в случае необходимости допускается увеличение до 50 А). Эта норма связана с недопустимостью выплавления стали статора электродвигателя при однофазном замыкании. Похожие ограничения для сетей с высоковольтными электродвигателями были приняты при разработке устройств резистивного заземления нейтрали и в России. Например, такие заводы, как «Самарский Электрощит», «Московский Электрощит», выпускают ячейки заземления нейтрали, в которых используются резисторы, создающие активный ток 35-38 А (100 Ом для сетей 6 кВ и 150 Ом для сетей 10 кВ).

Некоторое отличие представляет практика низкоомного резистивного заземления нейтрали англоязычных стран. Так, в США типовым решением является применение резистора, создающего ток 400 А, в том числе и для сетей с высоковольтными электродвигателями.

Достоинствами резистивного заземления нейтрали являются:

· отсутствие дуговых перенапряжений высокой кратности и многоместных повреждений в сети;

· отсутствие необходимости в отключении первого однофазного замыкания на землю (только для высокоомного заземления нейтрали);

· исключение феррорезонансных процессов и повреждений трансформаторов напряжения;

· уменьшение вероятности поражения персонала и посторонних лиц при однофазном замыкании (только для низкоомного заземления и быстрого селективного отключения повреждения);

· практически полное исключение возможности перехода однофазного замыкания в многофазное (только для низкоомного заземления и быстрого селективного отключения повреждения);

· простое выполнение чувствительной и селективной релейной защиты от однофазных замыканий на землю, основанной на токовом принципе.

Недостатками резистивного режима заземления нейтрали являются:

· увеличение тока в месте повреждения;

· необходимость в отключении однофазных замыканий (только для низкоомного заземления);

ограничение на развитие сети (только для высокоомного заземления).

Рис. 1. Схема двухтрансформаторной подстанции с изолированной нейтралью.

Рис. 2. Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор.

Рис. 3. Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через резистор.



Рис. 4. Варианты включения резистора в нейтраль сети 6-10 кВ.

Рис. 5*. Североамериканский трансформатор потребителя.

Отсутствие дуговых перенапряжений при однофазных замыканиях и возможность организации селективной релейной защиты являются неоспоримыми преимуществами режима резистивного заземления нейтрали. Именно эти преимущества способствовали широкому распространению такого режима заземления нейтрали в разных странах.

Глухозаземленная нейтраль

Как уже было сказано, в отечественных сетях 6-35 кВ не используется. Этот режим заземления нейтрали широко распространен в США, Канаде, Австралии, Великобритании и связанных с ними странах. Он находит применение в четырехпроводных воздушных сетях среднего напряжения 4-25 кВ. В качестве примера на рис.5 приведен участок сети 13,8 кВ в США. Как видно из рис.5, воздушная линия на всем своем протяжении и ответвлениях снабжена четвертым нулевым проводом. Концепция построения сети заключается в том, чтобы максимально сократить протяженность низковольтных сетей напряжением 120 В. Каждый частный дом питается от собственного понижающего трансформатора 13,8/0,12 кВ, включенного на фаз-ное напряжение. На рис.5* показан такой однофазный трансформатор потребителя с заземленной средней точкой обмотки НН. Основная воздушная линия делится на участки секционирующими аппаратами - реклоузерами. Трансформаторы каждого отдельного потребителя и ответвления от линии защищаются предохранителями. На отпайках от линии используются отделители, обеспечивающие отключение в бестоковую паузу.

Этот способ заземления нейтрали не используется в сетях, содержащих высоковольтные электродвигатели. Токи однофазного замыкания в этом случае достигают нескольких килоампер, что недопустимо с позиций повреждения статора электродвигателя (выплавление стали при однофазном замыкании).

Рис. 5. Схема воздушной четырехпроводной распределительной сети 4-25 кВ США.

Применение глухого заземления нейтрали в сетях среднего напряжения в России вряд ли необходимо и вероятно в обозримом будущем. Все отечественные линии 6-35 кВ трехпроводные, а трансформаторы потребителей трехфазные, то есть сам подход к построению сети существенно отличается от зарубежного. Указанный выше случай глухого заземления нейтрали в кабельной сети 35 кВ, питающей г. Кронштадт, является исключением. Такое решение было сознательно принято проектным институтом в связи с тем, что ток однофазного замыкания в этой сети составляет около 600 А. Компенсация в данном случае малоэффективна, а надежных высоковольтных низкоомных резисторов на момент реализации решения в России не существовало.

Что выбрать?

К сожалению, в России жесткие нормативные требования ПУЭ в отношении применения только изолированной нейтрали не позволяли до последнего времени использовать заземление нейтрали через резистор. Даже сейчас, после внесения изменений в ПУЭ, проектные институты продолжают закладывать в новые объекты старую идеологию. По-видимому, необходимы совместные усилия заказчиков, производителей оборудования и проектных институтов для изменения существующей ситуации.

В заключение следует отметить, что режим заземления нейтрали в сети среднего напряжения должен выбираться в каждом конкретном случае с учетом следующих факторов:

· уровня емкостного тока сети;

· допустимого тока однофазного замыкания, исходя из разрушений в месте повреждения;

· безопасности персонала и посторонних лиц;

· допустимости отключения однофазных замыканий с позиций непрерывности технологического цикла;

· наличия резерва;

· типа и характеристик используемых защит.

Однако в любом случае выбор должен делаться между заземлением нейтрали через дугогасящий реактор, высокоомным или низкоомным заземлением, а режим изолированной нейтрали должен быть полностью исключен.

Лекция 4. Повышение надежности работы оборудования в аварийных режимах

Области применения разных схем соединения обмоток силовых трансформаторов

Отсутствие у изготовителей и заказчиков четкого представления о принципиальных отличиях свойств силовых трансформаторов малой мощности с разными схемами соединения обмоток приводит к ошибкам в их применении. Причем неправильный выбор схемы соединения трансформаторных обмоток не только ухудшает технические показатели электроустановок и снижает качество электроэнергии, но и приводит к серьезным авариям.

Схемы соединения обмоток и свойства трансформаторов

В соответствии с ГОСТ 11677-85 [1] силовые трансформаторы 10(6)/0,4 кВ мощностью от 25 до 250 кВА могут изготавливаться со следующими схемами соединения обмоток:

«звезда/звезда» - Y/Yн;

«треугольник-звезда» - ?/Yн;

«звезда-зигзаг» - Y/Zн.

Принципиальное отличие технических характеристик трансформаторов с различными схемами соединений обмоток заключается в разной реакции на несимметричные токи, содержащие составляющую нулевой последовательности. Это прежде всего однофазные сквозные короткие замыкания, а также рабочие режимы с неравномерной загрузкой фаз.

Как известно, силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ имеют трехстержневой стальной сердечник, на каждом стержне которого располагаются первичная и вторичная обмотки соответствующей фазы - А, В и С. Магнитные потоки трех фаз в симметричных режимах работы циркулируют в стальном сердечнике трансформатора и за его пределы не выходят.

Что происходит при нарушении симметрии с преобладанием нагрузки одной из фаз на стороне 0,4 кВ? Такие режимы работы исследуются с использованием теории симметричных составляющих [2]. Согласно этой теории любой несимметричный режим работы трехфазной сети представляется в виде геометрической суммы трех симметричных составляющих тока и напряжения: это составляющие прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Рассмотрим режим максимальной однофазной несимметрии - режим однофазного короткого замыкания (ОКЗ) на стороне 0,4 кВ трансформатора со схемой соединения обмоток ?/Yн.

Картина токов симметричных составляющих в обмотках в этом режиме представлена на рис. 1. В неповрежденных фазах на стороне 0,4 кВ геометрическая сумма трех симметричных составляющих тока равна нулю (рабочей нагрузкой фаз пренебрегаем), а в поврежденной фазе эта сумма максимальна и равна току ОКЗ. Его величина определяется известной формулой:

,(1)

где U_л - линейное напряжение;

R₁, R₀, X₁, Х₀ - соответственно активные и реактивные сопротивления прямой и нулевой последовательности.

Сопротивления прямой последовательности

Сопротивления прямой последовательности R₁ и X₁ трансформаторов с разными схемами соединения обмоток определяются одними и теми же формулами и отличаются незначительно:

Заглянув в каталоги, нетрудно убедиться, что входящие в эти формулы известные величины Р_кз и U_к от схем соединения обмоток трансформатора практически не зависят, а следовательно, от них не зависят и сопротивления прямой последовательности.

В отличие от этих сопротивлений, сопротивления нулевой последовательности трансформаторов с разными схемами соединения обмоток отличаются принципиально.

Сопротивления нулевой последовательности

Рассмотрим картину векторов токов и магнитных потоков в трансформаторе со схемой соединения обмоток ?/Yн (рис. 2).

В таких трансформаторах токи прямой, обратной и нулевой последовательностей протекают как в первичной, так и во вторичной обмотках. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке замыкаются внутри нее и в сеть не выходят. Создаваемые токами нулевой последовательности первичных и вторичных обмоток намагничивающие силы (ампер-витки) направлены встречно и почти полностью компенсируют друг друга, что обуславливает небольшую величину реактивных сопротивлений трансформатора. При этом сопротивления прямой и нулевой последовательностей приблизительно равны:R₁ = R₀; Х₁ = Х₀.

В трансформаторах со схемой соединения обмоток Y/Zн в аналогичном режиме ОКЗ токи нулевой последовательности протекают лишь по вторичной обмотке трансформатора, однако магнитного потока нулевой последовательности они не создают, что объясняется особенностью схемы Zн - «зигзаг».

Эта особенность состоит в том, что на каждом стержне трансформатора расположено по одной вторичной полуобмотке двух разных фаз (рис. 3). В режиме ОКЗ намагничивающие силы, создаваемые токами нулевой последовательности в этих полуобмотках, направлены встречно и друг друга взаимно компенсируют. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке отсутствуют. В таких трансформаторах сопротивления нулевой последовательности оказываются меньше сопротивлений прямой последовательности: R₀ < R₁; Х₀ < Х₁.

Рис. 2. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток ?/Yн



Рис. 3. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Zн

Как следует из формулы (1), это обеспечивает большую величину тока ОКЗ у трансформаторов со схемами Y/Zн по сравнению с трансформаторами со схемами ?/Yн.

Теперь обратимся к трансформаторам со схемой соединения обмоток Y/Yн. Как известно, в обмотках, соединенных в звезду без выведенной нулевой точки, токи нулевой последовательности протекать не могут. Поэтому в режиме ОКЗ токи этой последовательности протекают только во вторичной обмотке трансформатора.

Совпадающие по фазе магнитные потоки нулевой последовательности, создаваемые токами вторичной обмотки, выходят за пределы магнитного сердечника и замыкаются через металлический кожух трансформатора (рис. 4). Это определяет значительно большую величину сопротивлений нулевой последовательности таких трансформаторов: R₀ >> R₁; X₀ >> X₁.

Рис. 4. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Yн

Следует отметить, что в отличие от сопротивлений прямой последовательности трансформаторов, которые можно рассчитать, сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн расчету не поддаются. Их можно определить только экспериментально. Величина этих сопротивлений во многом зависит от конструкции кожуха трансформатора, от величины зазоров между сердечником и кожухом и т.п.

Схема замера сопротивлений нулевой последовательности приведена в ГОСТ 3484.1-88 [3]. К сожалению, в этом документе указано, что такие замеры предприятия-производители проводят по просьбе заказчиков. Вероятно, в последние годы таких просьб от заказчиков не поступает, а изготовители эти замеры самостоятельно не производят, считая, что в них нет необходимости. В результате проектировщики при выполнении расчетов пользуются старыми справочными данными. Однако использовать устаревшую информацию надо чрезвычайно осторожно, ведь конструкции современных трансформаторов, в частности кожухов, а также материалы, из которых они изготовлены, существенно изменились.

Кроме того, имеющиеся на сегодня данные по сопротивлениям нулевой последовательности трансформаторов крайне скудны и противоречивы. Так, согласно замерам Минского трансформаторного завода, выполненным много лет назад, реактивные сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн превышают сопротивления прямой последовательности в среднем в 10 раз. В то же время в ГОСТ 3484.1-88 имеется фраза о том, что эти сопротивления могут отличаться на два порядка. И этим сегодня противоречия не исчерпываются[4].

Лекция 5. Основное силовое оборудование. Сухие трансформаторы

Большая разветвленная сеть электроснабжения в нашей стране включает в себя огромное число понизительных подстанций и трансформаторных пунктов. Уровень напряжения 0.4 - 0.6 кВ является характерным для наиболее массовых потребителей внутрицеховых сетей. При передаче и распределении энергии самый распространенный уровень напряжения в России 3-20 кВ с суммарной мощностью 111 ГВА и общим количеством трансформаторных пунктов свыше 513 тысяч штук.

Из-за большой степени износа сетей нарушается энергоснабжение потребителей. При регламентированном сроке службы трансформаторного оборудования 25 лет, реальный срок их работы составляет зачастую свыше 40 лет. Надежность электроснабжения определяется в существенной мере техническим уровнем трансформаторного оборудования. Очевидна необходимость планомерной замены стареющего трансформаторного оборудования, технического перевооружения и реконструкции сетей.

4:0 в пользу сухих трансформаторов

Структура энергоснабжения внутри большинства предприятий сформирована в советское время и содержит значительную долю масляных трансформаторов. Происходящая в последнее время перестройка производственных мощностей предприятий связана с заменой станочного парка, с переходом на новые энергосберегающие технологии и требует зачастую замены систем цехового энергоснабжения предприятий,. Это и определяет потребность производства новых трансформаторов на напряжение 3-10 кВ мощностью до 1600 кВА.

Отказ от применения масляных и совтоловых трансформаторов и замена их на сухие дает возможность размещать понизительные трансформаторные пункты максимально близко к потребителям низкого напряжения. А это, даже при больших начальных капиталовложениях в сухие трансформаторы, позволяет экономить электроэнергию за счет снижения потерь в кабельных сетях низкого напряжения. Кроме того, нет необходимости в организации маслоприемника, снимаются количественные ограничения на расположение трансформаторов в одной камере, появляются более широкие возможности размещения трансформаторов по различным этажам здания. Это в какой-то степени отражает общую тенденцию распределения электроэнергии в сетях на более высоком уровне напряжений.

При сооружении новых распределительных сетей преимущества сухих трансформаторов становятся более очевидными. Их применение обеспечивает снижение затрат на строительство, поскольку:

· нет опасности утечки масла;

· обычно габариты и масса сухих трансформаторов меньше аналогичных по мощности масляных;

· сухие трансформаторы могут располагаться существенно ближе к потребителям, чем масляные.

Обычное промышленное использование трансформаторов характеризуется достаточно длительными нагрузками в течение рабочего дня с пиками потребления. Потери электроэнергии в трансформаторе под нагрузкой увеличиваются пропорционально квадрату тока и, следовательно, становится невыгодно использовать трансформаторы с большими перегрузками по току или при длительных режимах близких к номинальному. Это вызывает необходимость выбора трансформаторов с запасом мощности 20-25%. В таком случае сокращается количество типоразмеров трансформаторов в сетях. А значит, в свою очередь, становятся проще организация резервирования питания потребителей, обслуживание и ремонт трансформаторов. В результате (и это становится особенно важным при росте стоимости электроэнергии),

· * снижаются эксплуатационные затраты.

Сухие трансформаторы по технологии "монолит"

На заводах России и СНГ была широко освоена для производства мощных двигателей и сухих трансформаторов технология "монолит", которая достаточно хорошо себя зарекомендовала за многолетний период ее использования.

Электропрочность обмоток сухих трансформаторов обеспечивается применением соответствующей изоляции проводов. Механическая прочность конструкции достигается благодаря использованию бандажных лент, гарантирующих монолитность после пропитки лаками и последующим запеканием. Правда, после пропитки несколько снижается электропрочность изоляции, но из-за разнесения функций обеспечения изоляции и механической жесткости на разные материалы, такая технология дает возможность длительной эксплуатации оборудования при циклических тепловых нагрузках без снижения электрических характеристик изоляции.

Сухие трансформаторы с литой обмоткой

В последнее время на рынке России появились сухие трансформаторы с литой обмоткой. В них механическая жесткость конструкции обмотки обеспечивается технологией ее изготовления. Применение специальных наполнителей позволило существенно улучшить механические, теплопроводящие и противопожарные свойства трансформаторов с литой изоляцией.

Однако, поскольку масса изоляционного материала в конструкции литой обмотки существенно больше, а так же из-за имеющихся неоднородностей материала при вакуумной пропитке, увеличивается вероятность возникновения частичных разрядов.

Большая толщина изоляции создает определенные проблемы и с охлаждением обмотки высокого напряжения. Кроме того, чаще возникают механические напряжения в изоляции при перепаде температур обмотки и воздуха. Это особенно важно учитывать при работе в тяжелых климатических условиях и резко переменных нагрузках. При низких температурах окружающей среды (ниже -25 ?С) в изоляции на основе эпоксидных смол наблюдаются деструктивные изменения, что делает невозможным использование таких трансформаторов для работы в морозном климате.

Литая обмотка дает возможность в тех же габаритах получить трансформаторы для использования в сетях с более высоким уровнем напряжения. В будущем трансформаторы с такой технологией изготовления можно будет успешно применять при переходе распределения энергии на более высокий уровень напряжения 35 кВ.

Сухие трансформаторы с открытой обмоткой

В отличие от трансформаторов с жидким диэлектриком или литой изоляцией, в сухих трансформаторах с открытой обмоткой, пропитанной под вакуумом полиэстерными смолами, частичные разряды не возникают из-за малой массы и толщины изоляции.

Изоляционные свойства проводников обмотки из стекло-шелка или номекса и твердые изоляционные материалы в виде специальных прессованных профилей (придающих одновременно и механическую жесткость конструкции) обеспечиваются изоляционные свойства трансформатора.

При использовании изоляционных профилей и высокопрочных изоляторов из фарфора, в конструкции трансформатора формируются вертикальные и горизонтальные каналы для охлаждения, что эффективно охлаждает обмотоки. Благодаря конвекционным потокам воздуха при охлаждении трансформатор устойчив к загрязнениям.

Слабая чувствительность изоляции к воздействию влаги и химическая инертность используемых материалов дают возможность использовать трансформаторы во влажных условиях и с химически агрессивной атмосферой. Высокие противопожарные свойства придает ему минимальное использование в конструкции горючих материалов.

Изоляционный цилиндр между обмотками обеспечивает надежную изоляцию между обмотками. Использование высокотемпературных изоляционных материалов и эффективное конвекционное охлаждение позволяют трансформаторам с сухой изоляцией работать при более высокой температуре, поэтому они оказываются меньше и легче трансформаторов с жидким диэлектриком.

Современные сухие трансформаторы обеспечивают уровень прочности изоляции такой же, как и трансформаторы с жидким диэлектриком, а по удобству в обслуживании и монтажу существенно их превосходят. Преимущества сухим трансформаторам дают новые изоляционные материалы, современные принципы конструирования и технологии изготовления.

Высокая механическая прочность гарантирует сейсмостойкость этих аппаратов. Сухие трансформаторы с открытой обмоткой оптимальны для использования на атомных электростанциях и в подземных сооружениях, где необходима значительная устойчивость к вибрациям. Высокий уровень безопасности обеспечивает возможность использования таких трансформаторов с высокой рабочей температурой обмоток (класс H 155 - 180 ?C) в районах высокого риска, в том числе в шахтах и взрывоопасных зонах.

Благодаря своим эксплуатационным качествам трансформаторы с сухой изоляцией постепенно должны заместить масляные трансформаторы внутрицеховых сетей.

Лекция 6. Оптимизация работы электрооборудования электростанций с помощью систем автоматического управления

В современных условиях, когда факты отключения электроэнергии приобретают массовые масштабы, решение проблемы надежности электроснабжения силами возложено на самих получателей электроэнергии. В настоящей статье приводятся примеры нестандартных путей повышения «живучести» электроприемников с использованием бесконтактных коммутационных аппаратов. Предлагаемые технические решения относятся к классу «пассивных» методов, так как при этом не происходит взаимодействия внутренних (автономных) источников с внешними на интервале развития аварийного процесса.

Бесконтактные коммутационные аппараты (БКА, Solid State) -- новый класс коммутационного оборудования, основанный на применении тиристорных ключей переменного тока. Использование свойств тиристора управляемости, скорости включения -- позволяет применять оригинальные методы управления и контроля за развитием аварийного процесса в системе электроснабжения. Все ниже перечисленные примеры применения БКА основаны на многолетнем реальном опыте Института Энергетической Электроники в разработке и эксплуатации этих аппаратов в системах электроснабжения.

Токоограничивающее устройство шунтового типа

Токоограничивающее устройство (ТОУ) предназначено для повышения коммутационной способности выключателей среднего напряжения 6-10 кВ. Принцип действия ТОУ основан на эффекте гибридного тиристорно-контактного аппарата. ТОУ автоматически в момент короткого замыкания снижает ток в отключаемом аппарате путем подключения шунтирующего контура. Быстродействие тиристорного ключа обеспечивает управление аварийным режимом уже на интервале действия апериодической составляющей тока короткого замыкания.

На рис. 1 представлена схема подключения ТОУ к системе электроснабжения 6 кВ и осциллограммы переходных процессов отключения тока короткого замыкания при действии ТОУ. Как видно из осциллограмм, ТОУ ограничивает ток короткого замыкания через выключатель аварийного присоединения уже на интервале действия апериодической составляющей, а на интервале отключения аварийного фидера коэффициент токоограничения находится в пределах 2-3 ед.

Применение ТОУ в одном из районов кабельной сети города Перми позволило отказаться от замены выключателей на подстанции, повысить надежность эксплуатации кабелей. ТОУ выпускается на токи от 10 до 30 кА для повышения коммутационной способности выключателей на подстанциях с трансформаторами от 25 до 63 МВА и конструктивно размещается в стандартной ячейке КСО.

Тиристорное устройство автоматического включения резерва

электростанция генератор нейтраль заземление

Тиристорное устройство автоматического включения резерва (ТАВР), как и традиционная система АВР, предназначено для подключения электроприемников к неповрежденной секции шин. Однако за счет высокого быстродействия тиристорного ключа удается сохранить в работе электроприемники поврежденной секции, что особенно важно для технологий с применением крупных синхронных двигателей. Такие системы успешно применяются на нефтехимических предприятиях, насосных станциях и других объектах, где применены двухвводные подстанции 110/6(10) кВ.

Типовая схема включения ТАВР и переходные процессы, связанные с потерей питания на вводе 1, приведены на рис. 2. Синхронный двигатель на поврежденной секции остался в работе.

ТАВР выпускается в исполнении 6 или 10 кВ на токи от 2 до 5 кА для применения на двухвводных подстанциях с трансформаторами от 10 до 63 МВА и конструктивно монтируется в стандартной ячейке КРУ.

Тиристорный автоматический переключатель сети

Тиристорный автоматический переключатель сети (ТАПС) предназначен для переключения нагрузки на неповрежденный источник. Благодаря быстродействию тиристорного ключа время переключения находится в пределах 2-4 мс, что предотвращает выход из работы электроприемников подключенных к ТАПС. Это техническое решение не относится к методам «бесперебойного» питания, однако может существенно снизить бестоковую паузу и за счет этого снизить емкость аккумуляторной батареи при использовании систем с UPS.

Рис.3.

Область применения ТАПС -- двухвводные подстанции 0,4 кВ медицинских учреждений, предприятий с непрерывным технологическим циклом. На рис.3 приведена структурная схема ТАПС. ТАПС выпускается на токи 200, 400, 600, 800, 1000 А и конструктивно размещается в шкафах типа ЩО-70.

Все устройства, описанные выше, снабжены микроконтроллерными системами управления, позволяющими адаптировать их к используемой на объекте системе релейной защиты.

Лекция 7. Диагностика электрооборудования с использованием средств микропроцессорной техники

Дугогасящие среды (масло, элегаз, вакуум), используемые в коммутационных аппаратах, обуславливают своеобразие процессов в дугогасительных устройствах, влияющих на перенапряжения.

Разряд на контактах выключателя сопровождается концентрированным выделением тепловой энергии: на катоде выделяется энергия, подводимая заряженными ионами, и часть энергии электронов, эмитируемых катодом вследствие излучения из прикатодной области. К аноду в основном подводится энергия электронов. Определенную роль в тепловом балансе играют высокотемпературные потоки плазмы. Часть энергии поступает на электроды из ствола дуги за счет теплопроводности, конвекции и излучения.

Влияние дугогасящей среды на характер протекания разряда весьма существенно, поскольку предопределяет такие основные характеристики дуги, как ее диаметр, температуру, время горения, выброс потоков плазмы и др.

Масляные выключатели

В масляных выключателях разрыв тока обусловливается специфическими физико химическими процессами, происходящими в зоне дугогашения. При возникновении дуги между размыкающимися контактами образуется парогазовая среда,состоящая из продуктов разложения масла (66%водорода, 17%ацетилена, 9%метана и ряд примесей). Высокая теплоотводящая способность водорода обеспечивает эффективное гашение дуги.Однако в процессе разложения масла,кроме водорода,образуются углеродистые соединения в виде твердого осадка,а также пары материала контактов и продукты разложения твердых изоляционных элементов,снижающие эффективность дугогашения.

...