Лекции по электроэнергии Василевский БНТУ

Содержание
17.02.2012 Лекция №1,2---------------------------------------------------------------------------------------------------------------3
Тема 1 – Вводная лекция --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 3
Тема 2 – Электрические станции ----------------------------------------------------------------------------------------------- 3
Виды электростанций --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 4
17.02.2012 Лекция №3 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------5
Конденсационные электростанции (КЭС) -------------------------------------------------------------------------------- 6
24.02.2012 Лекция №4 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------6
Тепловые электростанции (ТЭЦ) ------------------------------------------------------------------------------------------- 7
24.02.2012 Лекция №5 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------8
Гидроэлектростанции (ГЭС) ------------------------------------------------------------------------------------------------- 8
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) ---------------------------------------------------------------------- 9
Атомные электростанции (АЭС)-------------------------------------------------------------------------------------------- 9
02.03.2012 Лекция №6 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 10
02.03.2012 Лекция №7 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 12
Газотурбинные установки (ГУ) -------------------------------------------------------------------------------------------- 12
Дизельные электростанции (ДЭС) ---------------------------------------------------------------------------------------- 13
Ветроэлектростанции (ВЭС) ------------------------------------------------------------------------------------------------ 13
Солнечные электростанции (СЭС) ---------------------------------------------------------------------------------------- 14
Геотермальные электростанции (ГеоТЭС) ------------------------------------------------------------------------------ 14
Приливные электростанции (ПЭС)---------------------------------------------------------------------------------------- 15
Условные обозначения электрооборудования на электрических схемах ---------------------------------------- 15
09.03.2012 Лекция №8 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16
Тема 3 – Генераторы электростанций ---------------------------------------------------------------------------------------- 16
Шкала номинальных напряжений электрических сетей (согласно ГОСТ 721-74*, 21128-83) ------------- 16
Генераторы электрических станций -------------------------------------------------------------------------------------- 17
Номинальные параметры синхронных генераторов ------------------------------------------------------------------ 18
09.03.2012 Лекция №9 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 18
Системы охлаждения генераторов ---------------------------------------------------------------------------------------- 19
Водородные системы охлаждения----------------------------------------------------------------------------------------- 20
16.03.2012 Лекция №10 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 20
Системы возбуждения синхронных генераторов ---------------------------------------------------------------------- 20
Автоматическое гашение поля генератора (АГП) --------------------------------------------------------------------- 21
Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) ----------------------------------------------------------------- 22
16.03.2012 Лекция №11 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 22
Включение генераторов на параллельную работу. Точная синхронизация ------------------------------------- 22
23.03.2012 Лекция №12 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 24
Самосинхронизация ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 25
Режимы работы генераторов ------------------------------------------------------------------------------------------------ 25
Синхронные компенсаторы ------------------------------------------------------------------------------------------------- 26
Характеристики синхронных генераторов ------------------------------------------------------------------------------ 26
23.03.2012 Лекция №13 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 27
Тема 4 – Трансформаторы ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 27
Номинальные параметры трансформаторов ---------------------------------------------------------------------------- 27
30.03.2012 Лекция №14 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29
Элементы конструкции силовых трансформаторов ------------------------------------------------------------------- 29
Системы охлаждения трансформаторов --------------------------------------------------------------------------------- 30
30.03.2012 Лекция №15 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 31
Условные обозначения трансформаторов ------------------------------------------------------------------------------- 31
Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов ------------------------------------------------------------ 32
06.04.2012 Лекция №16 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 33
Условия включения трансформаторов на параллельную работу -------------------------------------------------- 34
06.04.2012 Лекция №17 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 34
Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов -------------------------------------------- 34
Регулирование напряжений трансформаторов ------------------------------------------------------------------------- 34
Особенности работы и конструкции автотрансформаторов -------------------------------------------------------- 35
13.04.2012 Лекция №18 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 36
Измерительные трансформаторы тока ----------------------------------------------------------------------------------- 36
Измерительные трансформаторы напряжения ------------------------------------------------------------------------- 36
20.04.2012 Лекция №19 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 37
Электрические схемы релейной защиты, автоматики станций/подстанций ------------------------------------ 37
27.04.2012 Лекция №20 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 38
Подстанции промышленных предприятий ------------------------------------------------------------------------------ 38
Электрические схемы внутрицехового электроснабжения ---------------------------------------------------------- 40
04.05.2012 Лекция №21 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 41
Принципиальные схемы электрических распределительных устройств электростанций ------------------- 41
Схемы мостиков --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 42
11.05.2012 Лекция №22 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 44
Кольцевые схемы -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 44
Двойная система шин с обходной ----------------------------------------------------------------------------------------- 45
Схема с одной рабочей и обходной системами шин ------------------------------------------------------------------ 46
Схема с двумя рабочими системами сборных шин и 3 выключателями на 2 присоединения (3/2,
полуторная) --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 46
Схема с двумя рабочими системами сборных шин и 4 выключателями на 3 присоединения (4/3) ------- 47
18.05.2012 Лекция №23 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 48
Закрытые РУ (ЗРУ) ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 48
Открытые РУ (ОРУ) ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 49
2
17.02.2012 Лекция №1,2
Список литературы:
 Основная литература:
1. Неклипаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций – М.:
Энергоатомиздат, 1986 – 640 с. (2 книги)
2. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и
установок – М.: Высшая школа, 1990 – 366 с.
3. Князевский Б. А. Электроснабжение промышленных предприятий – М.:
Высшая школа, 1986 – 400 с.
4. Евтюкова И. П., Кацевич Л. С., Некрасова Н. Н., Свечанский А. Д.
Электротехнологические промышленные установки: учебник для вузов,
под редакцией Свечанского А. Д. – М.: Энергоиздат, 1982
 Дополнительная литература:
5. Короткевич В. Н. Проектирование систем электроснабжения – Мн.: НП
ООО «Пион», 2001 – 292 с.
6. Ристхейн Э. М. Электроснабжение промышленных предприятий – М.:
Энергоатомиздат, 1991 – 424 с.
7. Козловская В. Б. Электрическое освещение / Козловская В. Б., Радкевич
В. Н., Сацукевич В. Н. – Мн.: БНТУ, 2005 – 166 с.
8. Кудрин В. И. Электроснабжение промышленных предприятий / Кудрин
В. И., Прокопчик В. В. – Мн.: Вышэйшая школа, 1988 – 358 с.
9. Прима В. М. Электроснабжение промышленных предприятий: учебнометодическое пособие к практическим занятиям / Прима В. М.,
Прокопенко Л. В. – Мн.: БНТУ, 2004 – 80 с.
10. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций,
подстанций.
Тема 1 – Вводная лекция
Вопросы: Цель и задачи курса. Содержание предмета. Общие сведения о
технологическом процессе производства передачи и потребления э/э. Энергетические
системы. Источники энергии. Энергоресурсы. Инновационные технологии в энергетике.
Национальный подход и национальные особенности энергетики РБ.
РАЗДЕЛ «ПРОИЗВОДСТВО Э/Э»
Тема 2 – Электрические станции
Вопросы: тепловые (конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ)),
атомные (АЭС), гидравлические (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), солнечные и
ветровые электростанции. Электрические станции энергосистемы РБ, технологический
процесс выработки электрической и тепловой энергии на тепловой электростанции.
Состав тепловой электростанции. Принципиальные схемы КЭС и ТЭЦ. Схемы и
особенности АЭС. Одно-, двух- и трехконтурные схемы. Особенности технологического
3
процесса и схем ГЭС и ГАЭС. Особенности ветровых, солнечных и др. электростанций на
нетрадиционных (возобновляемых источниках энергии).
Определения:
Электроустановка – установка, в которой производится, преобразуется,
потребляется или распределяется э/э. Открытая (наружная) электроустановка −
электроустановка, находящаяся на открытом воздухе. Закрытая (внутренняя) −
электроустановка, находящаяся в закрытом помещении.
Электростанция – электроустановка, производящая электрическую или
электрическую и тепловую энергию (на ТЭЦ). Электрическая подстанция –
электроустановка, предназначенная для преобразования э/э одного напряжения (частоты)
в э/э другого напряжения (частоты).
Электрическая линия – система проводов или кабелей, предназначенная для
передачи э/э от источника к потребителям. Электрическая сеть – совокупность
электрических линий и подстанций.
Энергосистема – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей и
потребителей электрической и тепловой энергией, связанных общностью режима и
непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электрической и
тепловой энергии. Электрическая система – часть энергосистемы за исключением
тепловых сетей и потребителей тепла. Основное количество э/э вырабатывается на
электростанциях. Особенностью работы энергосистемы является то, что в каждый момент
времени количество потребленной и произведенной э/э должны быть равны.
Электростанции представляют собой сложные технологические комплексы с
большим количеством основного и вспомогательного оборудования. Основное
оборудование служит для производства, преобразования, передачи и распределения э/э
(котел, турбина, генератор, трансформатор). Вспомогательное оборудование служит для
выполнения вспомогательных функций (измерение, сигнализация, управление, защита,
автоматика и т.д.).
Взаимное соединение различного электрооборудования показывают на
упрощенных принципиальных электрических схемах.
Виды электростанций
В настоящее время в выработке э/э участвуют электростанции следующих типов:
1) тепловые электростанции (ТЭС), которые делятся на теплофикационные (ТЭЦ)
и конденсационные (КЭС, крупные КЭС исторически получили название
государственных районных электростанций (ГРЭС)). ТЭС могут также
сооружаться с использованием газотурбинных (ГТУ) и паротурбинных (ПТУ)
установок;
2) гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);
3) атомные электростанции (АЭС);
4) дизельные электростанции (ДЭС);
5) солнечные электростанции (СЭС);
6) геотермальные электростанции (ГЕОТЭС);
7) приливные электростанции (ПЭС);
4
8) ветроэлектростанции (ВЭС).
В настоящее время во всем мире ведутся теоретические исследования по
осуществлению управляемой термоядерной реакции синтеза гелия из дейтерия, что, как
ожидается, позволит иметь практически неограниченный источник энергии. В настоящее
время во всем мире основную долю электроэнергии получают на ТЭС и ГЭС, также
широко используются АЭС и ВЭС.
17.02.2012 Лекция №3
Условное обозначение типов электростанций на планах:
ТЭЦ
КЭС
АЭС
ГЭС (ГАЭС )
ПС  подстанция
Преимущества объединений электростанций в энергосистему:
1) повышается надежность электроснабжения потребителей,
2) уменьшается требуемый резерв мощности в энергосистеме,
3) улучшаются условия загрузки агрегатов, благодаря выравниванию графика
нагрузки и снижению максимума нагрузки энергосистемы,
4) появляется возможность более полного использования генерирующих
мощностей электростанций, обусловленная различием в их географическом
месторасположении по широте и долготе,
5) улучшаются технико-экономические показатели энергетики из-за возможности
использования более мощных и экономичных агрегатов,
6) улучшаются условия эксплуатации энергохозяйства,
7) создаются условия для оптимального управления развитием и режимами
работы энергетики.
Оперативное управление энергосистемами осуществляется их диспетчерскими
службами, устанавливающие на основании соответствующих расчетов оптимальный
режим работы энергосистемы.
Структурная схема процесса производства, распределение и потребления тепловой
и электрической энергии:
Первичный
Преобразователь
Электрические
Потребитель
источник энергии
энергии
сети
э/э
Тепловые
Преобразователь
Потребитель
сети
энергии
т/э
5
Первичный источник энергии (энергоресурс = уголь, газ, нефть, урановый
концентрат, гидроэнергия, солнечная энергия и т.д.) поступают в тот или иной
преобразователь энергии, на выходе которого получается или электрическая энергия или
электрическая и тепловая энергии.
Конденсационные электростанции (КЭС)
Принципиальная схема КЭС:
110  750 кВ
3  30 МПа
дымовые
газы
t пара  440  550 С
Д
Т
Тб
топливо
Кт
воздух
СН
G
ЦН
питательная
ДВ
вода
ПН
Э
К
0,003  0,004 МПа
Источник
холодной
воды
Др
ХОВ
КН
Тепловой принцип действия: В котел Кт подается топливо (уголь, мазут, торф,
сланцы), подогретый воздух и питательная вода (её потери компенсируются химически
очищенной водой – ХОВ).
24.02.2012 Лекция №4
Подача воздуха осуществляется дутьевым вентилятором ДВ, а питательной воды –
питательным насосом ПН. Образующиеся при сгорании топлива газы отсасываются из
котла дымососом Д и выбрасываются через дымовую трубу (высотой 100-250 м) в
атмосферу. Острый пар из котла подается в паровую турбину Тб, где, проходя через ряд
ступеней, совершает механическую работу – вращает турбину и жестко связанный с ней
ротор генератора. Отработанный пар поступает в конденсатор К (теплообменник). Здесь
он конденсируется благодаря пропуску через конденсатор значительного количества
холодной (5-25 ºС) циркуляционной воды. Расход циркуляционной воды в 50-80 раз
больше расхода пара через конденсатор. Источниками холодной воды могут быть река,
озеро, искусственное водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими
башнями (градирни) или с брызгательными бассейнами (на относительно мелких
электростанциях), откуда охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными
насосами ЦН. Воздух, попадающий в конденсатор через неплотности, удаляется с
помощью эжектора Э. Конденсат, образующийся в конденсаторе, с помощью
конденсатного насоса КН подается в деаэратор Др, который предназначен для удаления
6
из питательной воды газов, в первую очередь кислорода, вызывающего усиленную
коррозию труб котла. В деаэратор также подается ХОВ. После деаэратора питательная
вода питательным насосом ПН подается в котел. Предварительно вода подогревается,
причем её подогрев осуществляется в подогревателях различного давления, снабжаемых
паром из отборов турбины, а также в экономайзере (хвостовой части котла). Пропуск
основной массы пара через конденсатор приводит к тому, что 60-70 % тепловой энергии,
вырабатываемой котлом, бесполезно уносится циркуляционной водой.
Какие ГРЭС есть в РБ?
Особенности КЭС:
1) строятся по возможности ближе к месторождениям топлива,
2) подавляющую часть выработанной э/э подают в электрические сети
повышенных напряжений (110-750 кВ),
3) работают по свободному, т.е. неограниченному тепловыми потребителями
графику выработки э/э, мощность может меняться от расчетного максимума до
технологического минимума,
4) низкоманевренные: разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния
требуют 3-10 часов,
5) имеет относительно низкий КПД 30-40 %.
Тепловые электростанции (ТЭЦ)
Принципиальная схема ТЭЦ:
РОУ
35  220 кВ
дымовые
газы
тепловая сеть
Д
Т
0,12  0,25 МПа
Тб
топливо
0,5  1,2 МПа
Кт
воздух
СН НГ
G
ЦН
питат.
ДВ
СП
Э
вода
ПН
К
Источник
холодной
воды
Др
ХОВ
КН
В отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично
отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды.
Коммунально-бытовые потребители обычно получают т/э от сетевых подогревателей
(СП), бойлеров. При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом
7
потреблении необходимая для потребителя т/э может быть получена с помощью
редукционно-охладительной установки (РОУ), питающейся острым паром котла. Чем
больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше т/э уходит с
циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД электростанции. Следует,
однако, отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через неё должен
быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара.
Из-за несоответствия мощностей потребителей т/э и э/э ТЭЦ часто работает по
конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность.
24.02.2012 Лекция №5
Особенности ТЭЦ:
1) строится вблизи потребителей т/э,
2) обычно работают на привозном топливе,
3) большую часть вырабатываемой э/э выдают потребителям близлежащих
районов на генераторном (или повышенном) напряжении,
4) работают по частично-вынужденному графику выработки э/э, т.е. график
зависит от теплового потребления,
5) низкая маневренность, как и у КЭС,
6) имеют относительно высокий суммарный КПД (при значительных отборах пара
на производство и коммунально-бытовые нужды КПД равно 60-70 %).
Гидроэлектростанции (ГЭС)
ГЭС делятся на русловые, плотинные, совмещенные, деривационные и ГАЭС.
Напор воды характеризуется разностью между верхним и нижним бьефами. Верхний бьеф
– уровень воды искусственно созданной плотины. Нижний бьеф – уровень воды
(естественный) в реке. Основные агрегаты ГЭС, преобразующие энергию движущейся
воды в электрическую, состоят из гидротурбины и соединенных с ней синхронных
генераторов. Все сооружения, возводимые при строительстве ГЭС, называют гидроузлом.
Деривационные ГЭС предназначены для отвода воды из русла реки, так называемые
деривационные каналы.
Принципиальная схема ГЭС:
35  750 кВ
УВБ
Т
Воды
G
СН
Тб
Грунт
Н
УНБ
8
УВБ – уровень верхнего бьефа,
УНБ – уровень нижнего бьефа.
Особенности ГЭС:
1) строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно
не совпадает с месторасположением электрической нагрузки,
2) большую часть выработанной э/э отдают в электрические сети повышенных
напряжений (35-750 кВ),
3) работают по свободному графику при наличии водохранилищ,
4) высокоманевренные: разворот и набор нагрузки занимают 3-5 минут,
5) имеют высокий КПД: суммарный КПД равен 85 %.
ГЭС имеет ряд преимуществ перед ТЭЦ, однако в настоящее время
преимущественно строятся тепловые и атомные электростанции. Определяющими
факторами являются размеры капиталовложений и время строительства. Т.к. на ГЭС
отсутствуют крупные потребители собственных нужд, то её отличительной особенностью
является небольшое потребление э/э на собственные нужды. Электрическая часть ГЭС
сооружаются по блочному принципу. Для ГАЭС характерно применение укрупненных
энергоблоков, когда две-три синхронные машины соединяются с одним повышающим
трансформатором.
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС)
ГАЭС сооружаются вблизи узлов нагрузки энергосистемы и короткими линиями
напряжением 35-750 кВ соединяются с узловыми подстанциями. ГАЭС имеет как
минимум 2 бассейна с определенными перепадами высот между ними. Когда потребление
э/э в энергосистеме минимально, синхронные машины ГАЭС работают в двигательном
режиме и перекачивают воду из нижнего бассейна в верхний. Когда в энергосистеме
наблюдаются пики потребляемой мощности, вода верхнего бассейна поступает в нижний,
крутя лопасти турбины, соединенной с генератором. В этом случае синхронные машины
ГАЭС работают в генераторном режиме и через повышающий трансформатор отдают в
сеть э/э. Таким образом, ГАЭС используется для покрытия пиков электрической нагрузки.
Недостатками ГАЭС является то, что необходимы значительные площади для
строительства верхнего и нижнего бассейнов; также при перемещении воды из нижнего
бассейна в верхний и обратно происходит размытие и разрушение берегов водоемов.
Атомные электростанции (АЭС)
АЭС проектируются и сооружаются с реакторами различного типа на тепловых или
быстрых нейтронах по одноконтурной, двухконтурной или трехконтурной схеме. АЭС
могут сооружаться только для производства э/э (аналогично КЭС) или для производства
т/э и э/э (аналогично ТЭЦ).
Типы реакторов, применяемых на АЭС:
1) ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор. В качестве теплоносителя и
замедлителя используется вода под давлением,
9
2) РБМК – реактор большой мощности канальный. В качестве замедлителя –
графит, в качестве теплоносителя – вода.
3) РБН – реактор на быстрых нейтронах. В качестве теплоносителя –
жидкометаллический натрий.
Особенности АЭС:
1) могут сооружаться в любом географическом месте, в т.ч. и труднодоступном,
2) по своему режиму автономны от ряда внешних факторов,
3) требуют малого количества топлива,
4) могут работать по свободному графику нагрузки (за исключением атомных
ТЭЦ),
5) чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с РБН. По этой причине,
а также с учетом требования экономичности работы для АЭС, выделяется
базовая часть графика нагрузки энергосистемы,
6) слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей
незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами.
В этом отношении АЭС более чистые, чем ТЭС.
Принципиальная схема двухконтурной АЭС:
110  750 кВ
ПТ
Т
Тб
уран
СН
G
Р
ЦН
К
Источник
холодной
ПН
воды
КН
Оборудование второго контура, включающего турбину Тб и конденсатор К,
аналогично оборудованию на ТЭЦ. Первый (радиоактивный) контур содержит реактор Р,
парогенератор ПТ и питательный насос ПН. В качестве расщепляющего материала
обычно используется 235U (92 протона, 143 нейтрона) в виде концентрата окиси урана
U3O8. Поглощая один нейтрон, 235U делится на 2 части (осколка) с выделением энергии.
При расщеплении 1 кг 235U выделяется энергии 21,6 миллиона киловатт-часов, что
эквивалентно энергии, выделяющейся при сгорании примерно 2900 тонн угля.
02.03.2012 Лекция №6
Особенности технологических схем АЭС:
10
1) Схема с реакторами типа ВВЭР
В ректорах типа ВВЭР используется вода, которая циркулирует под давлением,
созданным главными циркуляционными насосами, перенося энергию из
активной зоны реактора в парогенератор. Число циркуляционных реакторных
контуров зависит от типа реактора (ВВЭР440 – 2 контура и 2 насоса, ВВЭР1000
– 4 контура и 4 насоса). Надежная работа реакторного контура обеспечивает
надежность и безопасность АЭС. Главные циркуляционные насосы должны
обеспечивать циркуляцию теплоносителя во время нормальной эксплуатации и
аварийных режимах. Весь реакторный контур радиоактивен и расположен в
железобетонной оболочке (2-3 метра толщиной).
Безопасность АЭС обеспечивают устройства четырех категорий:
a. устройства нормальной эксплуатации,
b. защитные устройства,
c. локализующие устройства,
d. система аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ).
Аварийное охлаждение реактора обеспечивается тремя независимыми
системами, каждая из которых рассчитана на полную необходимую мощность.
2) Схема с реакторами типа РБМК одноконтурная
Пар имеет слабую радиоактивность. Реактор имеет канальное исполнение, и его
мощность определяется числом параллельных технологических каналов
(РБМК1000, РБМК1500). Система аварийного охлаждения реактора состоит из
двух подсистем: основной и длительного расхолаживания, − каждая из которых
состоит из трёх независимых групп, производительностью 50% каждая.
3) Схема с реакторами типа БН
Эта схема состоит из трёх контуров: в первом используется радиоактивный
жидкий натрий, во втором – промежуточный нерадиоактивный натрий, в
третьем – водяной пар и вода.
Требования к механизмам собственных нужд (СН)
Потребители СН делятся на 3 группы:
1) потребители, требующие повышенной надежности электроснабжения и не
допускающие перерыва питания более чем на долю секунды во всех режимах,
включая режим полного исчезновения напряжения. Питаются от рабочих и
резервных трансформаторов СН и требуют надежного питания после
срабатывания аварийной защиты реактора.
2) потребители, требующие повышенной надежности электроснабжения и
допускающие перерывы питания на время, определяемое условиями аварийного
расхолаживания (от десятков секунд до десятков минут). Требуют
обязательного питания после срабатывания аварийной защиты реактора.
3) потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности
электроснабжения. Допускают перерывы питания на время действия
автоматического ввода резервов (АВР) и не требуют обязательного питания
после срабатывания аварийной защиты реактора.
11
Питание потребителей СН осуществляется отпайкой от блока генератортрансформатор. Для потребителей, имеющих связь с радиоактивным контуром, − первая и
вторая группа, необходимо питание от трёх независимых источников, которые
подключаются к шинам надежного питания через 2 выключателя. В качестве такого
источника могут использоваться аккумуляторные установки, дизель-генераторы,
обратимые двигатель-генераторы и т.д.
РУВН
РУСН
РТСН
ТСН
ДГ
ШНП
6  10 кВ
РУВН – распределительное устройство высокого напряжения,
РУСН – распределительное устройство собственных нужд,
ТСН – трансформатор собственных нужд,
РТСН – резервный ТСН,
ШНП – шины надежного питания,
ДГ – двигатель-генератор.
02.03.2012 Лекция №7
Газотурбинные установки (ГУ)
КПД ГТУ с агрегатами 25-100 МВт составляет 29-34%. Они являются
высокоманевренными агрегатами и используются в энергосистемах в качестве резервных
автономных источников энергии, а также в качестве источников для покрытия пиковых
графиков нагрузки.
12
Принципиальная схема ГТУ:
топливо
КС
35  220 кВ
НГ
t  650  700 C
Т
G
Тб
М
КП
газ
атмосферный
t  650  700 C
воздух
СН
КС – камера сгорания,
Тб – турбина,
КП – компрессор,
М – пусковой двигатель,
НГ – нагрузка.
Дизельные электростанции (ДЭС)
Принципиальная схема дизельной электростанции:
мазут
G
ДВС
СН НГ
Основной элемент – дизель-генератор, состоящий из двигателя внутреннего
сгорания ДВС и генератора переменного тока G. Дизельные электростанции мобильны,
автономны, поэтому широко используются в труднодоступных районах, а также для
электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. В настоящее время дизельгенераторы используются в качестве резервных аварийных источников питания систем
собственных нужд АЭС и крупных ГРЭС.
Ветроэлектростанции (ВЭС)
ВЭС небольшой мощности используются в качестве источников электроэнергии в
сельских местностях, в труднодоступных районах, на метеорологических станциях и в
других местах, где стабильно удерживается ветреная погода. В настоящее время широко
используются установки мощностью от 100 до 400 кВт, разрабатываются установки
значительно большей мощности. Посчитано, что с земной поверхности площадью 1 км 2
можно получить в среднем 250-750 кВт мощности и выработать 2,19−6,57 млн кВт*ч
электроэнергии в год. Посчитано, что со всей территории бывшей СССР теоретически
можно получить около 18 000 млрд кВт*ч электроэнергии в год.
Недостатки ВЭС:
1) непостоянно производят электроэнергию, работа связана с наличием ветра,
13
2) электроэнергию, выработанную на ВЭС, сложно передать в энергосистему,
поэтому ВЭС используется для питания в основном автономных потребителей
электроэнергии.
Солнечные электростанции (СЭС)
СЭС нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных
дней в году.
Принципиальная схема СЭС с паровым котлом:
G
Тб
Кт
СН НГ
К
Источник
холодной
фокусирующ ий
воды
элемент
КН
Принципиальная схема СЭС с кремниевыми фотоэлементами:
НГ
кремневые
фотоэлементы
По опубликованным данным, КПД СЭС может быть доведен до 20%. В настоящее
время разрабатываются фотоэлементы с КПД до 40%.
Геотермальные электростанции (ГеоТЭС)
ГеоТЭС используют дешевую энергию подземных термальных источников.
На расстоянии 3-5 км вглубь (в отдельных точках Земли 300-500 м) находится
нагретый до высоких температур расплавленный слой магмы. В шахты закачивается
рабочая жидкость (чаще всего вода), которая, соприкасаясь со слоем магмы, отбирает у
него тепловую энергию. Затем нагретая жидкость подается на поверхность и попадает в
испаритель, где отдает тепловую энергию. Согласно исследованиям ученых,
использование геотермальной энергии и строительство ГеоТЭС в РБ не перспективно.
14
Принципиальная схема ГеоТЭС:
G
Тб
Испаритель
К
СН НГ
Источник
холодной
термальная
воды
среда
КН
Приливные электростанции (ПЭС)
Строятся там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов
и отливов. На ПЭС используется в основном так называемые капсульные гидроагрегаты.
Условные обозначения электрооборудования на электрических схемах
Условное обозначение
Пояснение
Генератор
Двухобмоточный трансформатор
Трёхобмоточный трансформатор
Двухобмоточный трансформатор с
расщепленной обмоткой низкого напряжения
Автотрансформатор
Выключатель
Реактор
15
Сдвоенный реактор
Разъединитель с двумя заземляющими ножами
09.03.2012 Лекция №8
Условное обозначение
Пояснение
Разъединитель с одним заземляющим ножом
Выключатель на выкатной тележке с втычными
контактами
Блок генератор-трансформатор
Устройства с РПН (регулировкой под нагрузкой) обозначаются со стрелкой,
например:
Также встречаются трансформаторы с ПБВ (переключение без возбуждения).
Тема 3 – Генераторы электростанций
Шкала номинальных напряжений электрических сетей (согласно ГОСТ 721-74*,
21128-83)
При f = 50 Гц для трехфазного (междуфазного) тока линейного напряжения:
U (кВ)
0,012
0,024
0,036
0,042
0,022
Однофазное напряжение переменног о тока, используем ое
в помещениях с повышенной опасностью ( влажные помещения,
помещения с токопроводящим полом)
16
0,038
0,066
3
6
10
20
35
110 (150)
220
330
500
750
1150
Напряжение 0,127 кВ используется только в старых сетях.
Генераторы электрических станций
На электростанциях в основном используют синхронные генераторы, у которых
скорость вращения ротора находится в строгой математической зависимости с частотой
сети.
60 f
n
,
p
где n – скорость ротора (об/мин),
p – число пар полюсов,
f – частота питающей сети (Гц).
Если f = 50 Гц и p = 1 (2 полюса), то n = 3000 об/мин. Если f = 50 Гц и p = 2 (4
полюса), то n = 1500 об/мин.
В зависимости от типа приводного (первичного) двигателя синхронные генераторы
подразделяются на:
1) турбогенераторы
Первичным двигателем является паровая турбина; обычно выполняется с р = 2,
реже с р = 1.
2) гидрогенераторы
Приводятся во вращение напором воды; обычно выполняются тихоходными с р
= 4 и выше.
3) дизель-генераторы
Приводятся во вращение от дизельного двигателя; обычно выполняются с n =
750-1500 об/мин.
Синхронные машины являются обратимыми и могут работать как в генераторном,
так и в двигательном режимах.
Синхронная машина состоит из неподвижного статора (корпус, сердечник статора,
обмотка статора) и вращающего ротора (вал, сердечник ротора, обмотка ротора). Обмотка
ротора называется обмоткой возбуждения и питается постоянным током. В зависимости
от типа обмотки возбуждения синхронные машины делятся на:
1) явнополюсные,
17
2) неявнополюсные.
В неявнополюсных синхронных машинах нет ярко выраженных полюсов и
воздушный зазор δ везде одинаков.
Турбогенераторы обычно выполняются с горизонтальным валом (горизонтального
исполнения), а гидрогенераторы – с вертикальным валом.
Номинальные параметры синхронных генераторов
Номинальный (нормативный) режим работы – длительно допустимый режим
работы с параметрами, указанными в паспорте.
Номинальные параметры:
1) Номинальное напряжение
Междуфазное напряжение обмотки статора в номинальном режиме (ГОСТ 53385). Шкала нормальных напряжений:
3,15
6,3
10,5
(13,8)
(15,75)
(18)
20
24
Допускается работа двигателя с номинальной мощностью при отклонении
напряжения на ±5%. Длительно допустимое в эксплуатации напряжение не
должно превышать 110% от номинального, тое ротора не должен превышать
номинального значения.
09.03.2012 Лекция №9
2) Номинальная активная мощность (МВт)
Pном  3U ном I ном cos   активная,
S ном  3U ном I ном  полная,
где cosφ – номинальный коэффициент мощности.
Согласно ГОСТ 533-85Е принята шкала
турбогенератора:
2,5
220
4
320
6
500
12
800
32
1000
63
1200
110
1600
160
2000
номинальных
мощностей
Шкала крупных генераторов не стандартизирована. КПД современных
генераторов составляет 96,3-99%.
18
Номинальный cosφ принят равным:
 0,8 (для генераторов до 100 МВт),
 0,85 (для генераторов до 500 МВт),
 0,9 (для более мощных генераторов).
Номинальной мощности соответствует температура охлаждающего воздуха,
водорода или воды и длительно допустимая температура нагрева обмоток
статора и ротора, а также активной стали магнитопровода. Допустимый нагрев
частей генератора зависит от применяемых изоляционных материалов.
Системы охлаждения генераторов
При работе генератора энергия, превращающаяся в тепло, теряется. Она нагревает
обмотки, сталь статора и ротора. Для удаления этой теплоты необходима система
искусственного охлаждения.
Охлаждение можно производить:
 воздухом,
 водородом,
 водой,
 маслом.
Отвод может производиться непосредственно от проводников обмотки по каналам,
расположенным внутри пазов или косвенно от поверхности ротора и статора. Эти системы
охлаждения имеют условные буквенные обозначения, применяемые в паспортных данных
генератора. Например, КВР – косвенное охлаждение водородом, НВ – непосредственное
охлаждение водой.
Системы охлаждения генераторов:
НВ
вода
КВЗ
воздух
Системы
КВР
водород
охлаждения
НВЗ
масло
НВР
НМ
КВЗ – косвенное охлаждение воздухом,
НВЗ – непосредственное охлаждение воздухом,
КВР – косвенное охлаждение водородом,
НВР – непосредственное охлаждение водородом,
НВ – непосредственное охлаждение водой,
НМ – непосредственное охлаждение маслом.
19
Водородные системы охлаждения
Являются наиболее распространенными и имеют следующие достоинства:
1) В 7 раз больше теплопроводность по сравнению с воздухом.
2) В 14 раз ниже плотность по сравнению с воздухом. Благодаря меньшей
плотности водорода уменьшаются потери, в результате чего КПД возрастает на
0,8-1,1%.
3) В 1,44 раз выше коэффициент теплоотдачи с поверхности. Более эффективное
охлаждение по сравнение с воздухом позволяет при тех же размерах увеличить
мощность турбогенераторов на 15-20%, а компенсаторов на 30%.
4) Отсутствует окисление изоляции в среде водорода.
5) Водород не поддерживает горение.
Недостатки:
1) Генератор с НВР на воздушном охлаждении работать не сможет, т.к. обмотка,
рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при воздушном
охлаждении перегреется и выйдет из строя.
2) При появлении утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и
быстрым снижением давления водорода. Генератор должен быть разгружен и
отключен от сети.
3) Сложность выполнения надежных масленых уплотнений вала генератора.
4) Заполнение системы охлаждения водородом только после продувки её
углекислотой.
5) Необходима проверка чистоты и влажности водорода.
Турбогенераторы с водородным охлаждением делятся на 4 группы:
1) с косвенным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора
(ТВФ−60, 100, 120, 200 МВт),
2) с непосредственным охлаждением статора и ротора (ТГВ–200, 300),
3) с жидкостным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора
(ТВВ–165 и выше),
4) с жидкостным охлаждением статора и ротора:
a. статор – маслом, ротор – водой (ТВМ−300, 500),
b. статор и ротор – водой (ТГВ−500, 800).
Сердечник статора этих машин охлаждается водородом, который нагнетается
вентиляторами. Нагретый водород охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус
генератора.
На ТЭЦ мощностью до 150 МВт чаще всего применяются генераторы марок ТВ,
ТВ-2 с косвенным водородным охлаждением.
16.03.2012 Лекция №10
Системы возбуждения синхронных генераторов
Требования, предъявляемые к системам возбуждения:
20
1) обеспечить надежное питание обмоток возбуждения генератора в нормальных и
аварийных режимах,
2) производить регулирование напряжения возбуждения в заданных пределах,
3) обеспечивать быстродействующее автоматическое регулирование возбуждения
с высокими кратностями форсировки в аварийных режимах,
4) осуществлять быстрое развозбуждение,
5) в случае необходимости производить гашение магнитного поля в аварийных
режимах.
В зависимости от источника энергии, используемого для возбуждения генераторов,
все системы возбуждения делятся на две группы:
1) независимого возбуждения,
2) самовозбуждения (зависимого возбуждения).
Недостатки системы возбуждения с генераторами постоянного тока:
1) сравнительно невысокая скорость нарастания возбуждения,
2) определяются недостатками самого возбудителя,
3) снижение надежности работы генератора постоянного тока из-за вибрации и
тяжелых условий коммутации.
Достоинства схем независимого возбуждения:
1) возбуждение генератора не зависит от режима работы сети энергосистемы,
2) надежность.
Недостатки систем самовозбуждения:
1) менее надежны, т.к. работа возбудителя зависит от режима работы сети
энергосистемы,
2) короткие замыкания в сети сопровождаются понижением напряжения и
нарушают нормальную работу системы возбуждения,
3) данная система не может работать на резервном возбуждении.
Автоматическое гашение поля генератора (АГП)
Гашением поля называется процесс быстрого уменьшения магнитного потока
возбуждения генератора до величины, близкой к 0. При этом уменьшается ЭДС
генератора. При внезапном отключении генератора или синхронного компенсатора
необходимо быстро уменьшить магнитный поток, что приведет к уменьшению ЭДС
генератора. Чем быстрее будет погашено магнитное поле, тем меньше последствия
короткого замыкания в генераторе.
В зависимости от мощности генератора и особенностей его системы возбуждения
используются 3 способа для гашения магнитного поля:
1) замыкание обмотки ротора на активное сопротивление,
2) включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки гасительного
автомата,
3) противовключение возбудителя.
Требования, предъявляемые к АГП:
21
1) время гашения должно быть по возможности меньшим,
2) при действии АГП напряжение на обмотке возбуждения не должно превышать
допустимых значений.
АГП используются для генераторов мощностью до 300 МВт на номинальные токи
до 6000 А. Время гашения поля 0,5−1 с.
В цепях возбуждения более мощных генераторов из-за чрезмерного возрастания
размеров дугогасительных решеток применяется двухполюсная схема включения АГП,
при которой в каждый полюс цепи возбуждения включается отдельный АГП.
Гашение поля противовключением возбудителя применятся для генераторов с
тиристорным возбуждением. При этом тиристоры переводятся в инверторный режим,
напряжение на них меняет свой знак, что вызывает быстрый спад тока в обмотке ротора
генератора до 0.
Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)
Согласно правилам технической эксплуатации все генераторы независимо от
мощности и напряжения должны иметь устройство форсировки возбуждения, а
генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть также оснащены автоматическими
регуляторами возбуждения (АРВ). При резкой посадке напряжения, что происходит при
неудаленном КЗ, АРВ позволяет сохранить уровень напряжения в обмотке статора
генератора в допустимых пределах.
Простейшим автоматическим устройством, предназначенным для быстрого
увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме, является релейная форсировка
возбуждения (реле KV и контактор КM).
Принцип действия форсировки состоит в том, что при значительном снижении
напряжения на зажимах генератора (обычно ниже 85% номинального) реле минимального
напряжения KV замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки
КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи
возбудителя RR.
16.03.2012 Лекция №11
В результате ток возбуждения быстро возрастает до максимального значения, и
возбуждение генератора достигает предельного значения. Широко распространенными
АРВ являются устройства компаундирования в сочетании с корректором напряжения.
Включение генераторов на параллельную работу. Точная синхронизация
На современных электростанциях, как правило, устанавливается несколько
генераторов работающих параллельно с сетью. Для включения синхронных генераторов
на параллельную работу с сетью необходимо выполнить ряд технических мероприятий,
которые позволили бы производить включение наилучшим образом (отсутствие толчков
тока и толчков ротора).
Процесс включения генераторов на параллельную работу называется
синхронизацией. Существует два вида синхронизаций:
22
1) точная,
2) грубая (самосинхронизация).
В случае точной синхронизации необходимо добиться выполнения следующих
условий:
1) ЭДС включаемого генератора должна быть равна напряжению работающих
генераторов (напряжению на шинах),
2) частота включаемого генератора должна быть равна частоте работающих
генераторов (частоте сети),
3) порядок чередования фаз у включаемого и работающих генераторов должен
быть одинаков (порядок чередования фаз проверяется после ремонтов
генераторов и цепей, связанных с выдачей электроэнергии в систему; для
определения порядка чередования фаз используется фазоуказатель),
4) включение на параллельную работу синхронного генератора должно
производиться только в момент, когда ЭДС биения равна 0.
Для контроля выполнения этих условий используются колонка синхронизаций,
которая состоит из двух вольтметров, двух частотомеров и синхроноскопа.
Синхроноскопы бывают стрелочные и ламповые. В стрелочных синхроноскопах по
направлению вращения стрелки синхроноскопа можно определить, с какой частотой
(большей или меньшей) по отношению к синхронной вращается ротор подключаемого
генератора, а по скорости вращения стрелки – разность скоростей. Если синхроноскоп
ламповый, то о разности частот генераторов в сети можно судить по частоте погасания
ламп.
Ламповые синхроноскопы могут быть выполнены по двум схемам включения:
a) схема на погасание ламп,
b) схема на вращение света.
UC , fC
UC , fC
Г
Г
IB
IB
a)
b)
23
Колонка синхронизации:
S
VC
VГ
fC
fГ
Векторная диаграмма, иллюстрирующая процесс синхронизации:
U AC
Е
U АГ
U ВГ
U BC
U CC
U CГ
UAC, UBC, UCC – вектора ЭДС энергосистемы (сети),
UAГ, UBГ, UCГ – вектора ЭДС генератора,
ΔЕ – ЭДС биения, определяется как геометрическая разность ЭДС сети и
генератора.
23.03.2012 Лекция №12
Недостатки точной синхронизации:
1) Сложность и длительность процесса синхронизации, особенно при аварийных
режимах, когда при качаниях в энергосистеме трудно выровнять частоты.
2) В наиболее неблагоприятный момент времени, если включить генератор на
параллельную работу с сетью (угол между векторами 180 градусов, ΔЕ
равняется удвоенному значению ЭДС генератора) бросок тока при включении
превысит двукратное значение тока металлического КЗ на выводах генератора.
Достоинства точной синхронизации:
1) При выполнении всех условий бросок тока в момент включения на
параллельную работу будет небольшим и не превысит номинального значения
тока обмотки статора генератора. Следовательно, точная синхронизация не
24
вызовет переходные процессы (качания) в энергосистеме и не приведет к
повышенному износу генератора.
Самосинхронизация
Применяется, когда мощность включаемого на параллельную работу генератора в
десятки раз (лучше в сотни) меньше мощности энергосистемы.
Перед включением генератора на параллельную работу с сетью необходимо, чтобы
обмотка ротора была замкнута на резистор гашения, шунтовой реостат установлен в
положение холостого хода, а устройство АРВ включено. При самосинхронизации
невозбужденный, вращающийся с частотой несколько меньше синхронной генератор
включает сеть и затем быстрым включением АГП подает возбуждение, после чего
генератор втягивается в синхронизм через 1-2 секунды.
Достоинства самосинхронизации:
1) простота операций и быстрота включения генератора на параллельную работу в
любых условиях,
2) процесс самосинхронизации легко автоматизировать.
Недостатки самосинхронизации:
1) возникновение в генераторе во время включения больших бросков тока в
статоре, вследствие чего возникают сильные механические воздействия на
обмотки ротора, подшипники и другие части генератора,
2) броски тока вызывают кратковременное снижение напряжения в сети.
Режимы работы генераторов
Существует два вида режимов:
1) нормальные,
2) анормальные.
Нормальный режим – такой режим, который длительно допускается без каких-либо
ограничений и при котором генератор работает с параметрами, предусмотренными
заводом-изготовителем с мощностью в пределах Pmin ≤ PГ ≤ Pmax.
Анормальные режимы:
1) перегрузка генераторов,
Согласно правилам технической эксплуатации при аварийных режимах в
энергосистеме или на самой электростанции допускается кратковременная
перегрузка генератора, но не более нескольких часов.
2) асинхронный режим,
Такой режим, при котором нарушается синхронность вращения генератора.
Этот режим возможен как при потере возбуждения, так и при его наличии.
Генераторы с косвенных охлаждением могут работать без возбуждения 30
минут с нагрузкой статора не превышающей 0,6*Iном. Генераторы с
непосредственным охлаждением могут работать без возбуждения с нагрузкой,
определяемой специальными испытаниями.
3) режим КЗ,
Может возникнуть как при КЗ во внешней сети, так и внутри генератора.
25
4) несимметричный режим,
Является причиной ухудшения качества напряжения в сети, появления
асимметрии в сети.
5) пожар в генераторе.
Может возникнуть в процессе эксплуатации в результате нарушения изоляции
обмоток за счет витковых замыканий в обмотке статора, междуфазных КЗ,
нарушения контактов в местах паек и т.д.
Синхронные компенсаторы
Синхронными компенсаторами называются синхронные машины, работающие в
двигательном режиме без механической нагрузки на валу. Ротор синхронных
компенсаторов выполнен облегченным и часто находится в среде водорода для
уменьшения механических потерь. Синхронные компенсаторы служат для регулирования
реактивной мощности в энергосистеме и могут как отдавать реактивную мощность в сеть,
так и потреблять реактивную мощность из сети. Регулируя реактивную мощность сети,
мы регулируем напряжение в отдельных узлах энергосистемы. Необходимое количество и
места установки синхронных компенсаторов в энергосистеме определяется расчетами.
Характеристики синхронных генераторов
Характеристика холостого хода – зависимость ЭДС на выводах генератора Е0 от
тока обмотки возбуждения IВ. При этом ток нагрузки генератора (ток обмотки статора) I
равен 0, скорость вращения ротора генератора постоянна n = nн = const.
E0
I 0
n  n н  const
IВ
Внешние характеристики – зависимость напряжения на выводах генератора от тока
нагрузки при постоянном токе возбуждения и скорости вращение ротора генератора.
U
cos   0,8   0
cos  1   0
cos  0,8   0
I В  const
n  n н  const
I
Регулировочные характеристики – зависимость тока возбуждения от тока нагрузки,
при этом напряжение на выводах генератора должно равняться номинальному.
26
IВ
cos  0,8   0
cos  1   0
cos   0,8   0
U  Uн
n  nн
I
V-образные характеристики – зависимость тока нагрузки от тока возбуждения, при
этом мощность постоянна.
I
P  P2
P  P1
P2  P1  P
C
A
P0
B
IВ
На участке СВ генератор отдает в сеть индуктивную нагрузку, на участке ВА
генератор потребляет из сети реактивную нагрузку.
23.03.2012 Лекция №13
Тема 4 – Трансформаторы
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии
переменного тока с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили
трехфазные трансформаторы, т.к. потери в них на 12-15% ниже, и расход активных
материалов и стоимость на 20-25% меньше, чем в группе трёх однофазных
трансформаторов такой же суммарной мощности.
Номинальные параметры трансформаторов
По конструкции трансформаторы делятся на:
1) двухобмоточные,
2) двухобмоточные с расщепленной обмоткой низкого напряжения,
3) трёхобмоточные,
4) автотрансформаторы.
По назначению трансформаторы делятся на:
1) блочные,
2) трансформаторы связи,
3) трансформаторы собственных нужд,
4) измерительные.
По способу регулирования напряжения трансформаторы делятся на:
1) трансформаторы с РПН (регулировка под нагрузкой),
27
Позволяют менять в допустимых пределах коэффициент трансформации без
отключения потребителей.
2) трансформаторы с ПБВ (переключение без возбуждения),
Для изменения коэффициента трансформации трансформатор необходимо
полностью отключить.
Коэффициент трансформации – отношение числа витков первичной обмотки к
числу витков вторичной обмотки:
КТ 
W1 U 1

W2 U 2
Если Кт > 1, то трансформатор понижающий, если Кт < 1, то трансформатор
повышающий. Если Кт = 1, то трансформатор называется разделительным и служит для
обеспечения безопасности обслуживающего персонала.
Ø
К номинальным параметрам трансформатора относятся:
1) номинальная мощность Sном [В*А],
2) номинальное напряжение обмоток Uном вн (высокого напряжения), Uном
(среднего напряжения), Uном нн (низкого напряжения),
3) номинальный ток (для той обмотки, к которой подключена нагрузка) I [A],
4) коэффициент трансформации Кт,
5) напряжение КЗ Uk [%],
6) ток холостого хода Ixx [%] (потери холостого хода ΔIxx [%]),
7) потери КЗ ΔРк,
8) группа и схема соединения обмоток трансформатора.
сн
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
номинальной частоте и напряжении.
Номинальное напряжение обмоток – напряжения первичной и вторичной обмоток
при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора за номинальное
напряжение принимается его линейное напряжение, для однофазного трансформатора,
предназначенного для включения в трехфазную группу, при соединении обмоток в звезду
U ном 
U .
3
Напряжение КЗ – напряжение, при подведении которого к одной из обмоток
трансформатора при замкнутой накоротко другой в ней протекает ток, равный
номинальному.
28
Ток холостого хода характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит
от магнитных свойств стали конструкции и от магнитной индукции, а также качества
сборки магнитопровода.
Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые
токи.
Потери КЗ состоят из потерь в обмотках трансформатора.
В высоковольтных трансформаторах обмотки высокого напряжения почти всегда
соединяются в звезду с выведенной нейтралью. Это позволяет выполнить внутреннюю
изоляцию из расчета фазной ЭДС. Обмотку низкого напряжения преимущественно
соединяют в треугольник. Это позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав её на
фазный ток I Ф  I , и создает замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных 3,
3
которые при этом не выходят во внешнюю сеть, в результате чего улучшается симметрия
напряжений по нагрузке.
Для схемы соединения звезда справедливо соотношение:
U Л  3 *U Ф
IФ  I Л
UЛ
UФ
Для схемы соединения треугольник справедливо соотношение:
I Л  3 * IФ
UФ  U Л
30.03.2012 Лекция №14
Элементы конструкции силовых трансформаторов
Силовой трансформатор состоит из:
1) магнитопровода,
2) обмоток высокого, низкого напряжения,
3) изоляции обмоток,
29
4)
5)
6)
7)
8)
выводов высокого и низкого напряжения,
охлаждающих устройств,
устройств регулирования напряжения,
защитных и измерительных устройств,
и других конструктивных элементов.
В магнитной системе (магнитопроводе) проходит магнитный поток
трансформатора (отсюда название – магнитопровод). Магнитопровод является
конструкционной и механической основой трансформатора. Он выполняется из
отдельных листов электротехнической стали, изолированных друг от друга. Качество
электротехнической стали влияет на магнитную индукцию и потери в магнитопроводе.
Уменьшение удельных потерь стали, тщательная сборка магнитопровода,
применение бесшпилечных конструкций, соединения стержней с ярмом с помощью косой
шихтовки позволяют уменьшить потери холостого хода и ток намагничивания
трансформатора. Раньше листы трансформаторной стали изолировались друг от друга
бумажной изоляцией, в настоящее время для изоляции используются специальные
покрытия на основе лаков и компаундов. В современных мощных трансформаторах ток
намагничивания составляет 0,5-0,6% от Iном, тогда как в трансформаторе с горячекатаной
сталью ток достигал 3%.
Системы охлаждения трансформаторов
Существуют 2 основные системы охлаждения по типу охлаждающей среды:
1) естественное воздушное охлаждение,
2) принудительное воздушное охлаждение,
3) естественное масляное охлаждение,
4) принудительное масляное охлаждение.
Естественное воздушное охлаждение используется у трансформаторов мощностью
до 1600 кВ*А и напряжением до 15 кВ. Данная система охлаждения малоэффективна,
поэтому для трансформаторов большой мощности не применяется.
Условно принято обозначать естественное охлаждение при открытом исполнении
С, при защитном исполнении – СЗ, при герметичном исполнении – СГ, с принудительной
циркуляцией воздуха (дутьем) – СД.
Допустимое превышение температуры сухого трансформатора над температурой
окружающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ
11677-85 должно быть не больше 60 ºС (класс А), 75 ºС (класс Е), 80 ºС (класс В), 100 ºС
(класс F), 125 ºС (класс Н).
Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов до
16000 кВ*А. В таких трансформаторах теплота, выделенная в обмотках и магнитопроводе,
передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам,
передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора
температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать 95 ºС.
Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется
для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из
радиаторных труб помещают вентиляторы. Вентилятор засасывает воздух снизу и
30
обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут
осуществляться автоматически в зависимости от нагрузки, температуры нагрева масла.
Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отключенном
дутье, если нагрузка не превышает 100% номинальной, а температура верхних слоев
масла не более 55 ºС, а также при минусовых температурах окружающего воздуха и
температуре масла не выше 45 ºС независимо от нагрузки. Максимально допустимая
температура масла – 95ºС.
Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через
воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ*А и
более. Благодаря большей скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения
и интенсивному дутью охладитель обладает большей теплоотдачей и компактностью.
Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты
трансформаторов.
В трансформаторах с направленным потоком масла (НДЦ) интенсивность
охлаждения повышается, что позволяет увеличить допустимые температуры обмоток.
Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц)
применяется для трансформаторов мощностью 160 МВ*А и более. Принципиально
устроена так же, как система ДЦ, но в отличие от последнего, охладители состоят из
трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Температура
масла на входе в маслоотделитель не должна превышать 70 ºС.
30.03.2012 Лекция №15
Масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла (НЦ) применяется
для трансформаторов мощностью 630 МВ*А и более. На трансформаторах систем
охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны
автоматически включаться одновременно со включением трансформатора и работать
независимо от нагрузки трансформатора. 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.
Условные обозначения трансформаторов
Каждый трансформатор имеет условное буквенное обозначение, которое содержит
следующие данные в том порядке, как указано ниже:
1) число фаз:
 О – однофазный,
 Т – трехфазный.
2) вид охлаждения:
 С – естественное воздушное (при открытом исполнении),
 СЗ – естественное воздушное (при защищенном исполнении),
 СГ – естественное воздушное (при герметизированном исполнении),
 СД – естественное воздушное (с принудительной циркуляцией воздуха),
 М – естественное масляное,
 Д – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла,
31
 ДЦ – масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией
масла через воздушные охладители,
 НДЦ – то же с направленным потоком масла,
 Ц – масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла,
 НЦ – масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла.
3) число обмоток, работающих на различные сети (если число обмоток > 2); для
трехобмоточных трансформаторов – Т, трансформаторов с расщепленными
обмотками – Р (после числа фаз),
4) буква Н при выполнении одной из обмоток с устройствами РПН,
5) буква А на первом месте для обозначения автотрансформатора.
За буквенным обозначением указывается номинальная мощность в кВ*А, класс
напряжения обмотки высшего напряжения, климатическое исполнение и категория
размещения по ГОСТ 15150-69* и ГОСТ 15543-70*.
Например, ТДТН–16000/110-У1 – трехфазный трансформатор с системой
охлаждения Д, трехобмоточный, с устройством РПН, номинальной мощностью 16000
кВ*А, напряжением ВН 100 кВ, климатического исполнения У1 (умеренный климат, 1 –
на открытом воздухе). ТРДН–25000/110-У1 – трехфазный трансформатор с расщепленной
обмоткой низкого напряжения с системой охлаждения Д, с устройством РПН. АОДЦТН –
однофазный автотрансформатор с системой охлаждения ДЦ, трехобмоточный, с
устройством РПН.
Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов
Обмотки трансформаторов имеют обычно соединения:
1) звезда,
2) звезда с выведенной нейтралью,
3) треугольник.
Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (E1 и E2) принято
выражать условно группой соединений. В трехфазном трансформаторе применением
различного способа соединения обмоток можно образовать 12 различных групп
соединений со сдвигом фаз линейных ЭДС через 30°, причем при схемах соединения
обмоток «звезда−звезда» («треугольник−треугольник») мы можем получить любую
четную группу (2, 4, 6, 8, 10, 12 (0)), а при схеме «звезда−треугольник»
(«треугольник−звезда») – любую нечетную группу (1, 3, 5, 7, 9, 11). Группы соединения
указывают справа от знаков схем соединения обмоток. Соединения обмоток в звезду с
выведенной нулевой точкой применяются в том случае, когда нейтраль обмотки должна
быть заземлена.
32
Диаграммы векторов напряжений
холостого хода
ВН
НН
Схемы соединения обмоток
ВН
A
НН
C
B
c
a
b
B
0
Условное
обозначение
b
Y/YH – 0
X
Y
Z
A
B
C
z
c
A
x
y
a
b
с
a
C
b
B
c
X
0
Z
Y
A
C
B
x
z
y
c
b
A
C
a
Y/Δ – 11
a
b
B
c
X
A
B
C
c
y
x
y
z
Z
Y
b
C
A
a
x
a
b
B
z
c
X
A
A
Z
Y
C
B
c
a
b
C
b
c
C
X
Y
A
Z
z
C
B
x
y
c
Y/ZH – 11
a
B
0
YH/Δ – 11
Δ/YH – 11
a
A
a
b
B
b
Δ/Δ – 0
X
Y
Z
z
y
x
c
C
A
a
06.04.2012 Лекция №16
Наиболее широко используемыми группами трансформаторов на промышленных
предприятиях являются YH/Δ – 11 и Y/YH – 0.
33
Условия включения трансформаторов на параллельную работу
На параллельную работу могут быть включены трансформаторы, принадлежащие к
одной группе соединений, имеющие коэффициенты трансформации, одинаковые или
отличающиеся не более чем на 10 % при коэффициенте трансформации больше 3, и не
более чем на 0,5 % в остальных случаях. Напряжения КЗ не должны отклоняться от их
среднего арифметического значения более чем на 10 %.
Недопустимо включение на параллельную работу трансформаторов с различными
группами соединения, т.к. при этом появляется разностная ЭДС, соизмеримое с фазным
напряжением обмоток, которая действует в замкнутом контуре вторичных обмоток.
Уравнительный ток, протекающий под действием этой ЭДС в первичной и вторичной
обмотках, ограничивается по величине только сопротивлением этих обмоток, т.е.
сопротивлениями КЗ трансформаторов. Поэтому уравнительный ток может превышать
номинальный ток трансформаторов в 5 и более раз даже при самых близких группах
соединения, таких как YH/Δ – 11 и Y/YH – 0.
При параллельной работе трансформаторов, имеющих различные коэффициенты
трансформации, возникают уравнительные токи, обусловленные разностью вторичных
ЭДС и сопротивлениями КЗ.
06.04.2012 Лекция №17
Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов
Допустимая нагрузка – неограниченная во времени длительная нагрузка, при
которой износ обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному
режиму работы. Допустимая перегрузка – режим, допускающий ускоренный износ
изоляции. Такой режим возникает, если нагрузка на данный трансформатор окажется
больше его номинальной мощности или температура охлаждающей среды окажется
больше принятой расчетной при температуре 20 ºС. Время допустимой перегрузки
зависит от температуры окружающей среды, мощности нагрузки и указывается в
технических характеристиках трансформатора. Перегрузка может быть аварийной и
систематической.
Регулирование напряжений трансформаторов
Переключение ответвлений трансформатора может осуществляться с помощью
устройств ПБВ (переключение без возбуждения) и РПН (регулировка под нагрузкой).
Устройство ПБВ обеспечивает изменение коэффициента трансформации в пределах
±2*2,5 %. Ответвления могут выполняться в конце или в середине обмотки высокого
напряжения. Устройство ПБВ используется для сезонного регулирования напряжения.
Устройство РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без
разрыва цепи, для чего предусматриваются специальные регулировочные устройства,
встроенные в трансформаторы. Устройства РПН устанавливаются на стороне высокого
напряжения трансформатора и в нейтральной точке автотрансформатора. Пределы
регулирования РПН зависят от мощности и напряжения трансформатора и составляют
±8*1,5 %, ±9*1,78 %.
34
Регулирование напряжения в автотрансформаторах называют связанным, т.е. при
переключении ответвления одновременно меняется количество витков как на высокой,
так и на средней стороне. Независимое регулирование в автотрансформаторах можно
осуществлять с помощью регулирования обмотки на линейном конце среднего
напряжения. В этом случае переключающее устройство должно быть рассчитано на
полный номинальный ток, а его изоляция – на полное напряжение средней обмотки.
В сетях можно осуществлять как продольное, так и поперечное регулирование
напряжения. При поперечном регулировании напряжения происходит изменение фазы
напряжения, при продольном – меняется величина напряжения.
Особенности работы и конструкции автотрансформаторов
Основной отличительной особенностью трансформатора от автотрансформатора
является то, что в трансформаторах вся мощность с обмотки высшего напряжения на
обмотки низшего и среднего напряжения передается электромагнитным путем, а в
автотрансформаторах как электрическим, так и электромагнитным путем.
Схема простейшего однофазного автотрансформатора:

~ 220 В

Схема промышленного силового автотрансформатора:
ВН
НН
U B U C
IÂ
ВН
СН
СН U B
НН
IC
UC
ЛР
ВН – высокое напряжение,
СН – среднее напряжение,
НН – низкое напряжение,
ЛР – линейный регулировочный трансформатор.
В данном автотрансформаторе мощность, передаваемая в обмотку НН, передается
так же, как и в обычных трансформаторах. Т.к. отсутствует возможность регулирования
напряжения на низкой стороне автотрансформатора, то со стороны НН для регулирования
напряжения ставится ЛР, а напряжение между обмотками ВН и СН регулируются с
помощью РПН.
35
13.04.2012 Лекция №18
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы тока предназначены для расширения предела
измерений по току. Трансформаторы тока имеют первичную и вторичную обмотку.
Первичная обмотка трансформаторов тока включается последовательно с нагрузкой. Во
вторичную обмотку трансформаторов тока подключаются измерительные приборы.
Вторичная обмотка трансформаторов тока работает в режиме, близком к КЗ.
Измерительные приборы, включаемые во вторичную обмотку, имеют малое
сопротивление
и
подключаются
последовательно.
На
вторичной
обмотке
трансформаторов тока имеется специальная перемычка, которая позволяет замыкать эту
обмотку накоротко в случае, если нам необходимо заменить измерительные приборы.
Примеры приборов, подключаемых во вторичную обмотку трансформаторов тока:
1) амперметры,
2) токовые цепи ваттметров, варметров, счетчиков э/э, токовых реле.
Трансформаторы тока имеют класс точности: 0.2, 0.5, 1, 3, 10. Для подключения
измерительных приборов используются трансформаторы тока с классом точности 0.2 и
0.5. Трансформаторы с классом точности 3 и 10 используются для цепей релейной
защиты. Для того, чтобы трансформатор работал в своем классе точности, нагрузка во
вторичной обмотке не должна превосходить паспортную величину.
Условное обозначение трансформаторов тока:
вторичная обмотка
первичная обмотка
(шинка )
Трансформаторы тока проектируются таким образом, чтобы при токе первичной
обмотки равным номинальному во вторичной обмотке протекал ток, равный 5 А (реже 1
А). Однофазные трансформаторы тока собираются в 3-х фазные группы.
Измерительные трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения служат для расширения пределов измерения по
напряжению. Они проектируются таким образом, чтобы при номинальном напряжении в
первичной обмотке напряжение во вторичной обмотке равнялось 100, 100/√3 В.
Трансформаторы напряжения конструктивно похожи на силовые трансформаторы малой
мощности. Вторичная обмотка трансформатора напряжения работает в режиме, близком к
режиму холостого хода. Измерительные приборы включаются во вторичную обмотку
параллельно.
Пример приборов:
1) вольтметры,
2) напряженческие цепи ваттметров, варметров, счетчиков э/э, реле.
36
Однофазные трансформаторы напряжения могут собираться в 3-х фазные группы.
Как правило, на высокие напряжения выполняются однофазными. Измерительные
трансформаторы напряжения подключаются параллельно нагрузке. Для защиты цепей
первичной обмотки обычно используются предохранители:
ТН
ТН
20.04.2012 Лекция №19
Электрические схемы релейной защиты, автоматики станций/подстанций
Назначение релейной защиты – обнаружить повреждения и поврежденный участок
электрической системы и дать управляющий сигнал на его отключение. Релейные защиты
выполняются с помощью реле, т.е. с помощью устройств, содержащих электрический
магнит, контактную систему, переключающуюся при протекании тока в катушке
электрического магнита. Цепи бывают:
1) первичные – цепи высокого напряжения, в которых протекают главные токи,
2) вторичные – цепи, связанные со вторичными обмотками трансформаторного
тока и напряжения, которые питаются постоянным или переменным током и где
располагаются устройства релейной защиты, автоматики, сигнализации,
диспетчерская управления, – это цепи пониженного напряжения.
Реле подразделяются на:
1) первичные (включаются в защищаемую цепь),
Используются в низковольтных цепях при напряжении 380, 220 В и ниже.
2) вторичные (подключаются через трансформаторы тока или напряжения),
Используются в высоковольтных цепях с большими токами.
3) прямого действия,
Воздействуют непосредственно на отключающий аппарат.
4) косвенного воздействия,
Воздействуют на цепочку промежуточных и других реле.
5) основные (измерительные реле),
6) вспомогательные (логические реле),
К основным реле относятся:
1) токовое реле, реагирующее на изменение тока,
2) реле напряжения, реагирующее на изменение напряжения,
3) реле, реагирующее на изменение и направление мощности, частоты,
сопротивления и др.,
4) вспомогательные реле,
5) реле времени,
6) указательные реле,
37
7) промежуточные реле.
На электрических схемах контакт реле изображают в нормальных условиях, т.е.
при отсутствии воздействия на катушку электрических величин.
Реле с нормально разомкнутым и нормально замкнутым контактом:
Новое обозначение
Старое обозначение
Кнопки:
Пусковая кнопка
Стоповая кнопка
Требования к релейной защите:
1) селективность (избирательность),
2) быстродействие,
Время действия защиты состоит из:
a) выдержка времени релейной защиты,
b) время действия реле,
c) время действия отключающего аппарата.
3) чувствительность к повреждениям на защищаемом элементе,
4) надежность работы,
Обеспечивается за счет правильного выбора схемы релейной защиты и
соответствующих элементов.
Кроме основной защиты, должна быть также резервная.
27.04.2012 Лекция №20
Подстанции промышленных предприятий
Подстанции – электроустановки, состоящие из трансформаторов или других
преобразователей (выпрямители инверторов) и распределительных устройств первичного
и вторичного напряжения. Служат для преобразования и распределения э/э.
Трансформаторы подстанций (ТП) в зависимости от напряжений, назначения и
расположения распределяются на:
1) районные ТП,
Питаются от основных районных сетей.
2) ГПП (главные понизительные подстанции),
38
Выполняются с открытыми распределительными устройствами для приема э/э
на напряжение 35-110 кВ. Напряжение на вторичной обмотке трансформаторов
обычно составляет 6-10 кВ и используется для распределения во внутренней
сети.
3) цеховые ТП,
Выполняются с распределительными устройствами закрытого типа в
помещениях. Предназначены для приема напряжения 6-10 кВ, преобразования
его к напряжению 0,23; 0,4; 0,69 кВ и распределения этого напряжения в
пределах цеха, здания, небольшого поселка. При мощности трансформатора до
40 МВ*А применяется предохранитель с разъединителем. При радиальном
питании и близком расположении от источника питания схему надо выполнять
с разъединителем или глухим присоединением. Цеховые ТП с первичным
напряжением 6-10 кВ также выполняют без сборных шин и выключателей на
стороне 6-10 кВ. При магистральном и радиальном питании используется схема
«блок-линия-трансформатор». Исключение составляют потребители первой
категории, отдаленные и питаемые ЛЭП. Цеховые ТП получают питание от
ГПП или РП при напряжении 6-10 кВ или 35 кВ (глубокий ввод).
В составе цеховых подстанций может быть один трансформатор для питания
потребителей третьей категории, или один трансформатор с резервированием
по стороне низшего напряжения для питания второй категории, или два
трансформатора для питания потребителей первой и второй категории. Схема
«блок-линия-трансформатор» используется на ГПП или РП со следующими
аппаратами:
a) высоковольтными разъединителями,
b) выключателем нагрузки с предохранителем,
c) разъединителями с предохранителями.
Эти же аппараты используются при магистральном питании цеховых
подстанций. При мощности трансформатора более 630 кВ*А на стороне
высшего напряжения устанавливается трансформатор напряжения для питания
цепей газовой защиты.
Схема «блок-линия-трансформатор»:
ТН
630 кВ и выше
0,4 кВ
Мощность трансформатора должны быть выбрана с запасом. При
однотрансформаторной подстанции применяется коэффициент нагрузки 70%.
4) тяговые подстанции.
39
Электрические схемы внутрицехового электроснабжения
Подразделяются на:
1) магистральные,
Магистральный
шинопровод
Распредели тельные
шинопроводы
2) радиальные,
РЩ
РЩ – распределительный щит
3) смешанные (комбинированные).
При напряжении до 1000 В электросети могут быть радиальными, магистральными
и смешанными и соединяются кабелями проводами и шинопроводами.
При радиальном питании от распределительного щита отходят линии к мощным
электроприемникам (двигатели, компрессоры, насосы и т.д.) в сетях взрывоопасных
помещений. Таким образом, обеспечивается высокая надежность питания,
сопровождающаяся высокими капитальными затратами. Схема выполняется кабелями и
проводами, провода алюминиевые или медные прокладываются в защитных трубах или
открыто.
Магистральные схемы используются при равномерном распределении нагрузок
при сравнительно небольших мощностях, при необходимости частых переустановок
оборудования выполняются магистральные и распределительные шинопроводы со
штепсельными разъемами. В конструкцию шинопровода входит выключатель с
предохранителем или автоматический выключатель. Шинопроводы могут быть
40
открытыми или закрытыми. Отличаются большой мобильностью и небольшими
капитальными затратами.
04.05.2012 Лекция №21
Принципиальные схемы электрических распределительных устройств
электростанций
Схема с одной системой сборных шин:
10 кВ
разъединитель
секция
Если количество генераторов 3 и более, то схема будет называться кольцевой.
Достоинства:
1) простота,
2) наглядность,
3) экономичность,
4) достаточно высокая надежность.
Недостатки:
1) для ремонта шин и шинных разъединителей отключаются все присоединения,
2) при наличии секционирования повышается надежность схемы, но отсутствует
резерв для потребителей,
3) при большом количестве секций трудно поддерживать одинаковый уровень
напряжения на них.
Эта схема применяется на напряжение 6-10 кВ для ГРУ (генераторное) ТЭЦ и для
собственных нужд КЭС и АЭС в виде КРУ (комплектное). Каждое присоединение на этой
схеме осуществляется через выключатель и два разъединителя. Операции с
разъединителями необходимы только в том случае, если выводят в ревизию выключатель
или сборные шины, т.е. в цепях предварительно обесточенных выключателей.
41
Схема с двумя системой сборных шин:
I СШ
II СШ
Данная схема применяется на напряжение 6-10 кВ для ГРУ ТЭЦ. В этой схеме
каждый элемент присоединяется к сборным шинам через развилку двух шинных
разъединителей, что позволяет осуществлять работу на одной и на другой системах шин.
Достоинства:
1) гибкость,
2) высокая надежность.
Недостатки:
1) большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и
выключателей,
2) сложная конструкция РУ приводит к увеличению капительных затрат на
сооружение ГРУ,
3) использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов приводит к
возможности ошибочных отключений тока нагрузки разъединителей.
Наличие шиносоединительных выключателей позволяет переводить любые
присоединения с рабочей системы шины на резервную без их отключения, заменять в
случае
необходимости
выключатели
присоединений
шиносоединительными
выключателями, отключать шиносоединительным выключателем любое присоединение
секции, если оно по какой-либо причине не может быть отключено своим выключателем.
Схемы мостиков
Схемы мостиков могут применяться в двух исполнениях:
1) с установкой выключателя со стороны шин,
2) с установкой выключателя со стороны трансформатора.
Первое исполнение применяется при тупиковом расположении электростанции или
при присоединении её к отходящим линиям. Второе исполнение применятся при наличии
42
транзита мощности по линиям, а также при частых отключениях одного из
трансформаторов, связанных с неравномерностью суточного графика нагрузки.
W2
W1 35  220 кВ
ИП
W2
W1 35  220 кВ
ИП
Эти схемы применяются на напряжение 35-220 кВ.
отделитель
короткозам ыкатель
При необходимости выполнить отключение короткозамыкатель (выполняется в
однофазном исполнении) замыкает свой контакт, чем создает однофазное КЗ на землю.
Релейная защита линий реагирует на это КЗ отключением головного выключателя. Во
время бестоковой паузы до срабатывания АПВ (автоматическое повторное включение)
отделитель отключает нагрузку, создавая видимый разрыв. Схемы с отделителями и
короткозамыкателями считаются устаревшими и при проектировании новых подстанций
43
практически не применяются. АПВ бывает одно-, двух- и трехкратного действия.
Большинство КЗ в электрических сетях (более 70-80%) являются самоустраняющимися и
очень часто при повторном включении линий КЗ полностью исчезают. АПВ служит для
автоматического включения линий после КЗ с интервалом времени от 5 до 30 секунд.
11.05.2012 Лекция №22
Кольцевые схемы
Применяются в РУ электростанций напряжением 330 кВ и выше, и в РУ
подстанций напряжением 220 кВ и выше.
Схема треугольника:
W1
W2
расцепитель
выключатель
Схема четырехугольника:
W1
W2
Если на подстанции 4 линии и 4 трансформатора, то применяется схема сдвоенного
четырехугольника.
Достоинство кольцевых схем:
1) высокая надежность,
44
2) возможность опробования и ревизии любого выключателя без нарушения
работы элементов схемы,
3) разъединители используются для ремонтных работ.
Недостатки:
1) сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей,
2) возникают затруднения с настройкой релейной защиты,
3) возникают конструктивные трудности в случае расширения РУ.
Двойная система шин с обходной
Применяются на напряжение 110-220 кВ электростанций и подстанций при
большом количестве присоединений.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
W
ОСШ
ШСВ
ОВ
СВ
I СШ
II СШ
СВ – секционный выключатель.
При числе присоединений больше 12, секционируется одна рабочая система шин.
При числе присоединений больше 15, секционируется две рабочие системы шин. В
данной схеме количество ячеек соответствует количеству присоединений.
Достоинства:
1) высокая надежность, т.к. без перерыва электроснабжения можно производить
ремонт любой системы шин, заменяя её обходной и ремонт любого
выключателя, заменяя его обходным.
Недостатки:
1) большое количество разъединителей и оперативных переключений ими,
2) повреждение шиносоединительного выключателя равносильно КЗ на обеих
системах шин, т.к. приводит к отключению всех присоединений,
3) большое количество разъединителей и выключателей приводит к увеличению
капитальных затрат на сооружение РУ.
45
Схема с одной рабочей и обходной системами шин
W
ОСШ
ОВ
ШСВ
I СШ
II СШ
ШСВ – шиносоединительный выключатель,
ОВ – обходной выключатель,
ОСШ – обходная система шин.
Применяется при числе присоединений до 7 на подстанциях напряжением 110-220
кВ. При необходимости расширения легко преобразуется в схему с двумя рабочими и
обходной системами шин. КЗ на обходном выключателе приведет к отключению
потребителей.
Схема с двумя рабочими системами сборных шин и 3 выключателями на 2
присоединения (3/2, полуторная)
Применяется на напряжение 330-750 кВ для мощных КЭС и АЭС.
W1
W3
W2
II СШ
I СШ
Т1
Т2
46
При числе присоединений более 10 необходимо секционирование.
Достоинства:
1) гибкость,
2) высокая надежность,
3) разъединители используются только для ревизии выключателя.
Недостатки:
1) схема будет работать надежно только при четном числе присоединений, если
количество линий соответствует количеству трансформаторов,
2) при КЗ на линии происходит её отключение двумя выключателями, что
приводит к увеличению количество ревизий выключателя,
3) при нечетном числе присоединений увеличивается количество выключателей,
что приводит к удорожанию РУ,
4) усложнение цепей релейной защиты.
На подстанциях данная схема применяется при числе присоединений больше 8 и
напряжений 330 кВ и выше.
Схема с двумя рабочими системами сборных шин и 4 выключателями на 3
присоединения (4/3)
W1
W2
W3
W4
II СШ
Т1
Ò2
I СШ
47
Схема с двухрядным расположением оборудования:
W1
W2
Т1
Т2
II СШ
I СШ
Достоинства:
1) схема более экономична (на 1 присоединение приходится 1/33 выключателя),
2) надежность схемы не снижается, если в одной цепочке будут использоваться 2
линии и 1 трансформатор вместо двух трансформаторов и 1 линии,
3) можно использовать двухрядное расположение оборудования, за счет чего
увеличивается надежность и удобство обслуживания РУ.
Данная схема применяется на напряжение 330-500 кВ, секционируется при числе
присоединений больше 15.
Недостатки: см. предыдущую схему.
18.05.2012 Лекция №23
Закрытые РУ (ЗРУ)
РУ – электроустановка, предназначенная для распределения э/э, содержащая
электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства. РУ, расположенные
внутри здания, называются закрытыми и применяются на напряжение 3-220 кВ. В
отдельных случаях могут применяться ЗРУ напряжением 110-220 кВ на подстанциях,
питающих крупные промышленные предприятия (глубокий ввод).
Требования к ЗРУ:
1) надежность,
2) обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным,
3) неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений
должны быть помещены в камеры или ограждены,
4) из помещений ЗРУ должны предусматриваться не менее двух выходов наружу
или в помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями,
5) пожаробезопасность,
6) экономичность.
В электроустановках напряжением 6-10 кВ выключатели, разъединители,
трансформаторы тока, соединяющие шины, приводы располагаются в самостоятельной
48
ячейке, отделенной от соседних ячеек сплошной перегородкой из железобетона, кирпича
или стальных листов. Такое расположение оборудования позволяет безопасно
производить работы в одной из ячеек, когда другие остаются под напряжением.
В зависимости от конструкции ЗРУ делятся на:
1) сборные (могут применяться камеры КСО (комплектные стационарные
одностороннего обслуживания) или оборудование, монтируемое россыпью),
2) комплектные (КРУ).
Открытые РУ (ОРУ)
ОРУ применяются на напряжение 35 кВ и выше.
Требования к ОРУ:
1) надежность,
2) удобство и безопасность обслуживания,
3) возможность расширения,
4) максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Преимущества ОРУ перед ЗРУ:
1) меньший объем строительных работ,
2) уменьшается время сооружения ОРУ,
3) уменьшается стоимость РУ.
Недостатки ОРУ перед ЗРУ:
1) занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ,
2) менее удобны в обслуживании при низких температурах и плохих погодных
условиях,
3) аппараты ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебанию
температуры.
49