Оглавление Лекция 1. Сведения о ЕЭС.......................................................................................................... 2 Лекция 2. Синхронные генераторы ......................................................................................... 12 Лекция 3. Продолжаем генераторы, начинаем силовые трансформаторы ......................... 21 Лекция 4. Силовые трансформаторы....................................................................................... 31 Лекция 5. Автотрансформаторы + нагрузочная способность............................................... 37 Лекция 6. Конец трансформаторов и начало схем соединений............................................ 45 Лекция 7. Структурные схемы КЭС ........................................................................................ 58 Лекция 8. Структурные схемы ТЭЦ ........................................................................................ 66 Лекция 9. Структурные схемы ГЭС и АЭС ............................................................................ 72 Лекция 10. Схемы распределительных устройств со сборными шинам ............................. 76 Лекция 11. Блочные схемы электрических цепей .................................................................. 91 Лекция 12. Схемы подстанций ............................................................................................... 101 Лекция 13. Конструктивное исполнение распределительных устройств ......................... 106 Лекция 1. Сведения о ЕЭС 1.1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЭС РОССИИ В Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) дано определение: энергетическая система (энергосистема) – это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединённых между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом. Энергосистема России имеет трёхуровневую структуру. Нижний уровень соответствует региональным энергосистемам (РЭС). Региональные энергосистемы, имеющие общий режим работы и общее диспетчерское управление, образуют объединённые энергосистемы (ОЭС). Объединённые энергосистемы, соединённые межсистемными связями, охватывающие значительную часть территории страны, образуют единую энергетическую систему (ЕЭС) России. По состоянию на 1 января 2018 года в ЕЭС России входят 73 региональных энергосистемы, которые образуют семь объединённых энергосистем (рис. 1.1). Сейчас вроде как 71 РЭС. ОДУ – объединённое диспетчерское управление. Все энергосистемы соединены ЛЭП, все системы работают синхронно и параллельно. Энергосистема востока работает практически изолированно от остальной части ЕЭС. И имеет связь с ЕЭС Сибири только 3мя линиями 220 кВ (по одной линии 220кВ передаётся максимум 135 МВт). Всего установленная мощность всех электростанций в РФ составляет 246 ГВт. В 2018 г. в ЕЭС России входит 748 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Из них более 600 являются тепловыми электростанциями (ТЭС) и разделяются на конденсационные (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), более 100 - гидравлическими (ГЭС), 10 - атомными (АЭС), имеется небольшое количество солнечных (СЭС) и ветровых (ВЭС) электростанций. На мощных ТЭС и АЭС эксплуатируются энергоблоки единичной мощностью 500, 800, 1000, 1200 МВт. Мощность отдельных атомных электростанций в России достигает 4 ГВт, к ним относятся Балаковская, Курская АЭС. Мощность Ленинградской АЭС с учётом ввода в эксплуатацию энергоблока с реактором ВВЭР-1200 и закрытия энергоблока с реактором РБМК-1000 в 2018 г. составит 4,2 ГВт. Крупнейшая тепловая электростанция, Сургутская ГРЭС-2, имеет установленную мощностью 5,6 ГВт (топливо - газ). Самая крупная гидроэлектростанция, Саяно-Шушенская ГЭС, имеет мощность 6,4 ГВт. Объединение электростанций в энергосистемы и энергосистем с помощью линий электропередачи на параллельную работу даёт ряд технических, экономических, эксплуатационных преимуществ: 1) снижает стоимость 1 кВт установленной мощности электростанций и ускоряет ввод новых мощностей за счёт внедрения в эксплуатацию энергоблоков большой единичной мощности, что улучшает технико-экономические показатели энергетики; 2) повышает надёжность электроснабжения потребителей, так как за счёт наличия связей между электростанциями и энергосистемами создаются возможности осуществлять более надёжные схемы электроснабжения; 3) позволяет улучшить качество электрической энергии, т.е. поддерживать параметры напряжения и частоты в пределах, нормированных ГОСТ 32144, за счёт того, что колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов, используется общий резерв активной и реактивной мощности для регулирования частоты и поддержания уровней напряжения в узлах энергосистем; 4) повышает экономичность производства и распределения электроэнергии за счёт наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями и оптимального использования энергоресурсов; например, ГЭС имеют существенно более низкую себестоимость электроэнергии, чем ТЭС, работа ГЭС в составе энергосистемы позволяет полностью использовать водные ресурсы в период многоводья и получать дешёвую электроэнергию, а в маловодные годы компенсировать недовыработку ГЭС за счёт электростанций других типов; 5) позволяет снизить требуемую мощность электростанций за счёт временного сдвига суточных максимумов нагрузки и уменьшить необходимый оперативный суммарный резерв мощности (при достаточной пропускной способности межсистемных связей); запас мощности необходим для резервирования генераторов в случае их повреждения, проведения ремонтов оборудования, обеспечения устойчивости и надёжности работы энергосистемы. 1.2. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ На 1 января 2018 г. установленная мощность всех электростанций ЕЭС России составила 239,8 ГВт, в т. ч. ТЭС — 162,8 ГВт (67,9 %), ГЭС — 48,4 ГВт (20,2 %), АЭС — 28 (11, 6%) ГВт, ВЭС и СЭС — 0,67 ГВт (менее 0,3 %) В таблице 1.2 приведена структура установленной мощности электростанций, показывающая долевое распределение суммарной установленной мощности электростанций в зависимости от типа по объединённым энергосистемам. Структура установленной мощности электростанций зависит от уровней потребления электроэнергии и обеспеченности энергоресурсами (природным газом, углём, водными ресурсами) территорий энергосистем. Как видно из таблицы, большая часть генерирующих мощностей сосредоточена в зонах концентрации промышленного производства – в энергосистемах Центра, Урала и Сибири, в каждой из них установленная мощность электростанций превышает 50 ГВт. Наименьший объем мощности электростанций имеет ОЭС Востока – 9,5 ГВт. Наибольший удельный вес в установленной мощности всех ОЭС имеют ТЭС – от 93,4% на Урале до 51,18% в Сибири. Основным видом топлива для тепловых электростанций в европейской части России является природный газ, на котором вырабатывается более 90% электроэнергии. В Сибири и на Дальнем Востоке основным видом топлива для электростанций является уголь. На ТЭС в зависимости от вида топлива применяют паротурбинные (ПТУ), газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки. Их доля в установленной мощности ТЭС показана на рис 1.3. ГЭС имеют наибольший удельный вес, равный 48,71 %, в энергосистеме Сибири, где используется энергия таких крупных рек, как Обь, Енисей, Ангара, Лена. В энергосистемах Востока, Юга, Средней Волги также сосредоточены гидроресурсы, и мощность ГЭС составляет соответственно, 38,52 %, 27,59 %, и 25,6%. Энергосистемы Центра и Северо-Запада наиболее дефицитны по энергоресурсам, поэтому имеют наибольший удельный вес в установленной мощности АЭС – около 25% мощности. В настоящее время в ЕЭС России работает десять АЭС: Ленинградская, Кольская, Калининская, Смоленская, Курская, Нововоронежская, Ростовская, Балаковская, Белоярская, Билибинская. 1.3 ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Характер потребления электроэнергии отражают графики электрической нагрузки. Суммарная нагрузка энергосистемы состоит из нагрузки потребителей, мощности обмена со смежными энергосистемами, мощности собственных нужд электростанций и подстанций, потерь мощности в электросетях. Нагрузка энергосистемы непрерывно меняется во времени. В суточном графике нагрузка регулярно снижается в ночные часы и повышается в утренние и вечерние. В недельном графике регулярные снижения нагрузки происходят в нерабочие дни (выходные и праздничные) дни, в годовом – в летний период. Графики электрической нагрузки также свидетельствуют об участии разных видов электростанций в обеспечении нагрузки энергосистемы. На рисунке 1.4 для примера показаны отчётные суточные графики нагрузки ЕЭС России в рабочие дни мая и декабря и распределение энергоблоков электростанций в графиках. Как отмечалось, нагрузка должна распределяться между электростанциями рационально, так, чтобы обеспечить наиболее эффективную работу электростанций при оптимальном использовании энергоресурсов, а также наименьшие потери от перетоков мощности в сетях. В базисной части графика нагрузки размещается мощность АЭС. Это обусловлено экономической эффективностью производства электроэнергии на АЭС по сравнению с выработкой электроэнергии на ТЭС на органическом топливе и затруднительностью регулирования мощности на АЭС. Также в базисной части графика размещается выработка электроэнергии на ТЭЦ, работающих по графику теплового потребления, так как в этом случае обеспечивается более высокий суммарный КПД (тепловой и электрический) за счёт использования энергии отработавшего в турбинах пара для теплоснабжения. На электростанциях без тепловой нагрузки (АЭС, КЭС, в отдельных случаях ТЭЦ) суммарный КПД равен электрическому, а работа электростанции тем экономичнее, чем выше суммарный КПД. Для сравнения приведём данные об электрическом КПД электростанций: В ночные часы, как показано на рис. 1.4, в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по теплу электрическая нагрузка турбин уменьшается на 10 – 15% по сравнению с нагрузкой в дневные часы. В пиковой и полупиковой части графика нагрузки размещается мощность ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующие электростанции), их агрегаты допускают частые включения и остановы, быстрое изменение нагрузки. Графики нагрузки составляются для каждой ЭЭС и ОЭС. В энергосистемах, где ГЭС работают в соответствии с режимами судоходства и по санитарным требованиям, их мощность может располагаться в базисной части графика нагрузки. Во время паводка участие ГЭС в базисной части графика может быть увеличено с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. Часть нагрузок графика, оставшихся после включения в график ГЭС, ГАЭС, АЭС и ТЭЦ, распределяется по часам суток между агрегатами КЭС и ТЭЦ (энергоблоки мощностью 1200, 800, 500, 300, 200, 150 МВт). В ночные часы при снижении нагрузок может возникать необходимость снижения загрузки агрегатов, работающих в дневные часы, до технического минимума нагрузки и останова части агрегатов на ночь. Чем неравномернее график нагрузки, тем большая мощность ГЭС и ГАЭС необходима. Участие ГЭС и ГАЭС в покрытии графика энергосистемы позволяет выровнять графики нагрузки КЭС, ТЭЦ, АЭС, работа которых наиболее экономичная при равномерном графике, и обеспечить наибольшую экономичность энергосистемы в целом. Установленная мощность электростанций должна превышать наибольшую нагрузку энергосистемы, так как необходимо обеспечивать резерв мощности, который необходим для резервирования генераторов, ремонтов оборудования, обеспечения надёжной работы энергосистемы. В то же самое время резерв мощности не должен быть избыточным. К технико-экономическим показателям, характеризующим степень использования установленной мощности электростанций энергосистемы, относятся: - годовое число часов использования установленной мощности 𝑇уст. год. - отношение фактического количества электроэнергии, выработанного электростанциями за год 𝑊ЭС год, к суммарной установленной мощности всех генераторов электростанций 𝑃ЭС уст: - коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) - отношение количества фактически выработанной электроэнергии к тому количеству электроэнергии, которое было бы выработано, если бы электростанции работали с нагрузкой, соответствующей их установленной мощности; может быть найден, как отношение 𝑇уст. год к числу часов в календарном году 𝑇год: Значения этих показателей в ЕЭС России и по видам электростанций в 2017 году приведены в таблице 1.3. Как видно из таблицы 1.3 и графиков 1.4 показатели 𝑇уст. год и КИУМ выше для электростанций, работающих в базисной части графика нагрузки, и снижаются для электростанций полупиковой и пиковой частей графика нагрузки. КИУМ, равный 50,38%, показывает, что если бы все генераторы электростанций ЕЭС России могли работать с номинальной мощностью в течение года, то количество выработанной электроэнергии в течение года могло бы быть увеличено примерно в 2 раза. 1.4 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ Электрическая сеть – это совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии. По величине номинального напряжения электрические сети подразделяют на сети низкого (НН), среднего (СН), высокого (ВН), сверхвысокого (СВН), ультравысокого напряжения (УВН). Классификация электрических сетей, исходя из величины номинального напряжения, дана в таблице 1.4. Сети напряжением 330 кВ (частично 220 кВ) и выше относят к магистральным, системообразующим электрическим сетям. Сети данного класса предназначены для выдачи мощности крупных электростанций и создания мощных электрических связей пропускной способностью 350-2000 МВт между региональными и объединёнными энергосистемами для обеспечения их параллельной работы в составе ЕЭС. Также они осуществляют передачу электроэнергии к системным подстанциям, выполняющим роль источников питания распределительных сетей. К распределительным электрическим сетям относят сети напряжением 110 - 220 кВ и ниже. Из них выделяют местные (до 35 кВ) и районные (110-220 кВ). Они предназначены для непосредственного электроснабжения потребителей и выдачи мощности генерирующих источников меньшей мощности (до 50 МВт для напряжения 110 кВ и 135 МВт для напряжения 220 кВ). Но в настоящее время по мере развития сетей СВН в ряде ОЭС даже сети 330 кВ приобретают характер распределительных. В электрических сетях ЕЭС России эксплуатируются две системы номинальных напряжений: 110 – 220 – 500 – 1150 кВ в большинстве энергосистем, 110 (150) – 330 – 750 кВ в ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра. В зонах стыковки обеих шкал напряжения приходится иметь автотрансформаторы напряжением 750/500, 750/220, 500/330, 330/220 кВ. Стоит сказать об использовании напряжения 1150 кВ. В 1985 и 1988 гг. в два этапа была введена в эксплуатацию ЛЭП Экибастуз – Кокчетав - Кустанай длиной 907 км с оборудованием 1150 кВ на трех подстанциях. Это была первая в мире электропередача с параметрами УВН. ЛЭП предназначалось для выдачи мощности Экибастузских ГРЭС и создания мощной электрической связи между ОЭС Казахстана и ОЭС Урала. Но в связи с реорганизацией электроэнергетики, экономическими и политическими изменениями в стране в начале 90-х годов прошлого столетия эксплуатация и внедрение напряжения 1150 кВ не получили продолжения. ЛЭП Экибастуз – Кокчетав - Кустанай была переведена на постоянную работу на напряжении 500 кВ. Основной частью электрических сетей ЕЭС России управляет ПАО «Россети». На 1 января 2018 г. по данным годового отчёта общее количество подстанций ПАО «Россети» составило 502 тысячи суммарной трансформаторной мощностью 781 тыс. МВА. Современные электрические сети характеризуются большим числом трансформаций на пути от источников электроэнергии к потребителям, поэтому их трансформаторная мощность должна превышать установленную мощность электростанций. Так, трансформаторная мощность электрических сетей ПАО «Россети» превышает установленную мощности электростанций ЕЭС России в 3,26 раза (в расчёте не учтены изолированные региональные энергосистемы, муниципальные, ведомственные и частные сетевые компании). Лекция 2. Синхронные генераторы Синхронные генераторы предназначены для преобразования механической энергии паровой, газовой или гидравлической турбины, вращающей ротор генератора, в электрическую. У турбогенераторов первичным двигателем является паровая или газовая турбина, у гидрогенераторов - гидротурбина. В России турбогенераторы изготавливают: - завод «Электросила» ОАО «Силовые машины» (г. Санкт-Петербург»), - ОАО «Привод» (г. Лысьва, Пермский край), - НПО «Элсиб» (г. Новосибирск). Мощность наиболее крупного паротурбинного агрегата с частотой вращения 3000 об/мин составляет 1200 МВт, выпускается ОАО «Силовые машины», типы генераторов для таких агрегатов: - ТВВ-1200-2, ТВВ-1200-4 (проектируется) - водородно-водяное охлаждение (охлаждение дистиллированной водой обмотки статора и охлаждение водородом стали статора, обмотки ротора, конструктивных элементов); - Т3В-1200-2А - полное водяное охлаждение (охлаждение дистиллированной водой обмотки и железа статора, обмотки ротора, конструктивных элементов). Предприятие выпускает также гидрогенераторы мощностью до 720 МВт. (Т – турбогенератор; ВВ – водородно-водяное охлаждение; 3В – три воды (водяное охлаждение); потом идёт активная мощность, потом число полюсов (НЕ ЧИСЛО ПАР!)) Принцип работы синхронного генератора поясняет рис. 3.1. Ротор имеет две пары полюсов (количество полюсов: 2р=4). На роторе располагается обмотка возбуждения (ОВ), питаемая через контактные кольца и щётки от источника постоянного тока возбудителя. Назначение ОВ – создание в машине первичного магнитного поля. Ротор с ОВ называется индуктором. Он приводится во вращение источником механической энергии - турбиной. Ротор с ОВ вращается с частотой n. Постоянный ток, проходящий по ОВ, возбуждает магнитное поле ротора. Магнитное поле ротора (ОВ) перемещается относительно неподвижной обмотки статора, размещённой в пазах сердечника статора. Поток возбуждения Фв пересекает проводники обмотки статора, и в фазах этой обмотки индуцируется переменная ЭДС с частотой f: 𝑓 = 𝑝𝑛, где n – частота вращения ротора, об/с; p – число пар полюсов ротора; f – частота переменной ЭДС, Гц. Так как частоту вращения ротора принято указывать в «об/мин», используется следующее выражение:𝑓 = 𝑝𝑛/60, при одной паре полюсов: 𝑛 = 60 ∙ 50 / 1 = 3000 об/мин; при двух парах полюсов: 𝑛 = 60 ∙ 50 / 2 = 1500 об/мин. При присоединении генератора к электрической сети, трёхфазная ЭДС обмотки статора создаёт в обмотке трёхфазный ток. Токи обмотки статора создают вращающееся со скоростью ротора магнитное поле. Это магнитное поле статора, вращается с той же частотой вращения, что и ротор, т.е. поля статора и ротора вращаются с одинаковой частотой синхронно, образуя общее вращающее поле. Таким образом, в синхронном генераторе оба поля: обмотки ротора, созданное постоянным током возбуждения и обмотки статора, созданное переменными токами трёхфазной обмотки, оказываются взаимно неподвижными, вращающимися синхронно. Поле статора оказывает воздействие на поле ротора и называется полем реакции якоря. Поэтому электрический генератор может работать и как двигатель, если к обмотке статора подвести трёхфазный ток из сети. В результате взаимодействия магнитных полей статора и ротора, поле статора увлекает за собой ротор. Ротор вращается в ту же сторону и с такой же частотой вращения, как и поле статора. Чем больше число пар полюсов, тем меньше должна быть частота вращения синхронной машины. Синхронные машины делятся на явнополюсные, имеющие выступающие полюсы (рис. 3.1), и неявнополюсные, у которых ОВ не сосредоточенная, а распределённая по пазам в роторе (рис. 3.2). Рис. 3.2. Ротор неявнолюсной машины. Для гидрогенераторов характерны явнополюсные роторы с горизонтальным и вертикальным валом. Частота вращения гидрогенератора зависит от частоты вращения гидротурбины, которая зависит от напора воды. Поэтому гидрогенераторы имеют больше число пар полюсов и являются тихоходными машинами. Например, гидрогенераторы Братской ГЭС имеют 24 пары полюсов. Для турбогенераторов характерны неявнополюсные роторы с одной парой (3000 об/мин), реже двумя парами полюсов (1500 об/мин) и горизонтальным исполнением вала. Меньшая частота вращения применяется для турбогенераторов 1000 МВт, 1200 МВт. Это обстоятельство объясняется тем, что при меньшей частоте вращения вала турбины в цилиндре низкого давления могут быть применены лопатки большей длины, что позволяет пропускать больший объем пара, и, следовательно, увеличивать мощность турбины, которая ограничена механической прочностью лопаток последних ступеней турбины. Поэтому на атомных электростанциях с мощными энергоблоками используются турбогенераторы с двумя парами полюсов. Но в настоящее время проблема прочности лопаток решена, и энергоблоки мощности 1000 и 1200 МВт выполняются с турбогенераторами с одной парой полюсов. Основные данные генераторов Длительно допустимый режим работы электрической машины называется номинальным и характеризуется номинальными параметрами. К ним относятся: - Uном - номинальное напряжение, кВ – линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме; - Iном - номинальный ток, А – то значение тока, при котором допускается длительная работа генератора при номинальных параметрах охлаждения (температура, давление, расход охлаждающей среды) и номинальных значениях мощности и напряжения; - Sном - номинальная полная мощность, МВ∙А: 𝑆ном = √3𝑈ном𝐼ном; - 𝑃ном - номинальная активная мощность, МВт: 𝑃ном = 𝑆ном 𝑐𝑜𝑠 𝜑ном; - 𝑄ном - номинальная реактивная мощность, Мвар: 𝑄ном = 𝑆ном 𝑠𝑖𝑛 𝜑ном; - cos𝜑ном - номинальный коэффициент мощности. Номинальные напряжения генераторов приняты на 5-10% выше номинальных напряжений соответствующих сетей, так учитывают потери напряжения при протекании тока по линиям. Согласно ГОСТ 533-2000 установлена шкала номинальных напряжений трёхфазных синхронных турбогенераторов: Для номинальной активной мощности турбогенераторов также установлен стандартный рекомендуемый ряд: Шкала номинальных мощностей гидрогенераторов не стандартизирована. Номинальный коэффициент мощности принят равным: К параметрам индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора относятся: - 𝑥𝑑 – синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси, - 𝑥𝑑′ – переходное индуктивное сопротивление по продольной оси, - 𝑥𝑑′′ – сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси, - 𝑇𝑎 – электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока статора. Схема соединения обмотки статора, как правило, выполняется по схеме звезды: Одна звезда звезда с изолированной нейтралью; такая обмотка имеет 6 выводов (3 фазных, 3 нулевых); Две звезды для генераторов мощностью более 60 МВт обмотку статора выполняют в виде двух параллельных ветвей, чётные и нечётные ветви соединяют в звезды, а нейтральные точки соединяют нулевыми проводниками; установка трансформатора тока в нулевой проводник позволяет выполнять поперечную дифференциальную защиту генератора от внутренних повреждений; обмотка имеет 9 или 12 выводов (6 фазных, 3 или 6 нулевых). Системы охлаждения генераторов Во время работы генератора его обмотки и активная сталь нагреваются, это является одной из главных причин старения изоляции обмоток. Чем выше температура нагрева, тем быстрее ухудшаются физические свойства изоляции, она высыхает, растрескивается, теряет изоляционные свойства (изнашивается), сокращается срок её службы. Поэтому при эксплуатации генератора нельзя допускать нагрева обмоток выше допустимых температур, для этого генераторы снабжаются системами охлаждения. Все генераторы выполняют с искусственным охлаждением. По способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение. При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подаётся внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. Охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток ротора и статора, и тепло передаётся газу через изоляцию обмоток. При непосредственном охлаждении охлаждающий газ или жидкость соприкасается с проводниками обмоток, сердечником магнитопровода. Для этого в них предусматриваются специальные каналы для циркуляции охлаждающего агента, который нагнетается в эти каналы вентиляторами или насосами. К охлаждающим газам относятся воздух, водород, при этом содержание водорода должно быть не ниже 97% при косвенном охлаждении и 98% при непосредственном. В качестве охлаждающих жидкостей используются дистиллированная вода, масло. Водород эффективнее воздуха при охлаждении, так как имеет большую теплоотводящую способность (в четыре раза при давлении 0,4 МПа), но его использование опасно, так как в определенной пропорции в смеси с воздухом он взрывоопасен («гремучий газ», если воздуха в смеси значительно более 3%). Поэтому при водородном охлаждении корпус генератора должен иметь высокую степень герметичности, и давление водорода в корпусе должно превышать атмосферное с запасом. Вода в сравнении с маслом обладает более высокими теплоотводящими свойствами, но при наличии в ней растворенных металлов становится проводящей средой, через которую возможно замыкание токоведущих частей на корпус. Также проникновение воды из системы охлаждения в изоляционные конструкции приводит к увлажнению изоляции и замыканиям токоведущих частей на корпус. Системы охлаждения имеют буквенное обозначение, приводимое в типе генератора (таблица 3.1) Дополнительно в обозначении генератора могут использоваться буква П, это означает, что генератор предназначен для сопряжения с паровой турбиной, или буква Г – сопряжение с газовой турбиной. Срок службы турбогенераторов согласно ГОСТ 533-2000 должен быть не менее 40 лет. На электростанциях, введённых в работу в прошлом столетии, сроки эксплуатации генераторов могут значительно превышать сроки службы и их необходимо заменять. Для уменьшения затрат при модернизации новые генераторы устанавливают на существующие фундаменты и увеличивают их мощность по сравнению с заменяемыми. Пример условного обозначения: Т3В-1200-2У3 – турбогенератор с водяным охлаждением обмоток ротора, обмоток и стали статора, номинальная активная мощность 1200 МВт, количество полюсов – 2, климатическое исполнение для работы в районах с умеренным климатом (буква У), для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией (цифра 3). Системы возбуждения генераторов Магнитное поле ротора, необходимое для создания ЭДС обмотки статора, создаётся постоянным током, протекающим по обмотке возбуждения. Для питания обмотки возбуждения предназначена система возбуждения, включающая непосредственно обмотку возбуждения, источник постоянного тока, регулирующие и коммутирующие устройства. Требования к системе возбуждения: 1) надёжное питание постоянным током обмотки возбуждения в любых режимах, в т.ч. и при авариях, обеспечение номинальных напряжения возбуждения 𝑈в ном и тока возбуждения 𝐼в ном, при которых генератор выдаёт 𝑆г ном; номинальная мощность возбуждения обычно составляет: 𝑃в ном = (0,2 − 0,6)% ∙ 𝑃г ном. 2) регулирование тока возбуждения 𝐼в при изменении нагрузки генератора и при авариях в системе; 3) быстродействующая форсировка возбуждения при резком снижении напряжения на выводах статора генератора; форсировочную способность и быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистеме характеризуют: кратность форсировки: 𝑘ф = 𝑈в макс/𝑈в ном, скорость нарастания напряжения возбудителя: 𝑉в = 0,632 ∙ (𝑈в макс − 𝑈в ном)/𝑈в ном ∙ 𝑇н , где 𝑈в макс – максимальное напряжение возбуждения, 𝑇н – время нарастания напряжения возбуждения от 𝑈в ном до значения 𝑈в ном + 0,632 ∙ (𝑈в макс − 𝑈в ном); к возбудителям предъявляются требования: 𝑘ф ≥ 2, 𝑉в ≥ 2 1/c (или ещё пишут 𝑉в ≥ 2𝑈в ном 1/c). 4) быстрое гашение поля возбуждения, например, при отключении генератора от сети. В зависимости от источника энергии, питающего обмотку возбуждения, применяются следующие типы систем возбуждения: - электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока; - высокочастотная система возбуждения (высокочастотный генератор и диодный выпрямитель); - тиристорная система возбуждения независимая; (генератор переменного тока и тиристорный выпрямитель) - тиристорная система возбуждения зависимая (напряжение со статора прогоняют через тиристорный выпрямитель); - бесщёточная система возбуждения (генератор переменного тока и диодный выпрямитель). 1) Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока (рис. 3.3). Источник энергии – возбудитель (В) – генератор постоянного тока, установленный на валу главного генератора (Г) и соединений непосредственно с его обмоткой возбуждения (ОВГ). Обмотка возбуждения возбудителя (ОВВ) выполнена последовательно с ОВГ и питается от самого возбудителя (схема самовозбуждения возбудителя). В случае колебания напряжения в сети или изменении нагрузки, при внешних коротких замыканиях регулирование возбуждения осуществляется через автоматический регулятор возбуждения (АРВ) путём изменения постоянного тока в обмотке возбуждения возбудителя (ОВВ). Например, при просадке напряжения на выводах Г действие АРВ увеличивает ток в ОВВ, что приводит к увеличению напряжения возбуждения и тока в ОВГ, вследствие чего увеличивается ЭДС и напряжение на трёхфазной обмотке статора. Схема содержит небольшое количество оборудования, проста, экономична, надёжна, так как электрически не связана с электрической сетью. Но из-за наличия контактных колец (КК) и щёток надёжность её снижается. Недостатком является и то, что схема не может быть использована для мощных генераторов. Электрические соединение В и ОВГ осуществляется с помощью контактных колец и щёток. По условиям надёжной коммутации токов предельная мощность возбудителя постоянного тока при частоте 3000 об/мин составляет до 500 кВт, что соответствует мощности генератора порядка 100160 МВт. Это можно пояснить на примере: приняв 𝑃в ном = 500 кВт и 𝑃в ном = 0,5%𝑃г ном, получим 𝑃г ном = 500кВт/0,005 = 100 МВт. Параметры электромашинной системы возбуждения: 𝑉в = 2 1/с, 𝑘ф = 2. Лекция 3. Продолжаем генераторы, начинаем силовые трансформаторы 2) Высокочастотная система возбуждения или электромашинная система возбуждения с генератором переменного тока (рис. 3.4). (На лекции вообще не разбирали, но сюда впишу, потому что она упоминала её). Возбудитель (В) – генератор переменного тока повышенной частоты 500 Гц и диодный выпрямитель (ДВ). Применение высокочастотного генератора позволяет уменьшить пульсации выпрямленного тока, снизить габаритные размеры возбудителя, повысить надёжность системы возбуждения. Дело в том, что на частоте 500 Гц становится возможным выполнить возбудитель индукторного типа, у которого и обмотка возбуждения и трёхфазная обмотка статора находятся в пазах неподвижного статора. Поэтому В не имеет контактных колец со щётками, что повышает надёжность его работы. Ротор В имеет форму 10 пар полюсов. При его вращении в обмотках переменного тока индуцируется ЭДС частотой f=500 Гц (при p=10 n=3000 об/мин). Далее переменный ток выпрямляется ДВ и питает ОВГ. Возбудитель располагается на одном валу с генератором. Система возбуждения не связана с основной сетью, что также повышает её надёжность. Возбудитель имеет три ОВВ, расположенные вместе трёхфазной обмоткой на неподвижном статоре: ОВВ1 – обеспечивает основное возбуждение В по схеме самовозбуждения при повреждениях во внешней сети, включается последовательно с ОВГ; ОВВ2 – обеспечивает дополнительное возбуждение от АРВ при колебаниях напряжения и изменениях нагрузки в сети (для поддержания напряжения в генераторе в нормальном режиме); ОВВ3 – обеспечивает начальное возбуждение генератора и его форсировку при снижении напряжения на 5% и более. Подвозбудитель (ПВ) – высокочастотная машина 400 Гц с постоянными магнитами, обеспечивает возбуждение возбудителя. Параметры системы возбуждения: 𝑉в = (2 ÷ 4) 1/с, 𝑘ф = 2. По быстродействию эквивалентна электромашинной системе возбуждения с генератором постоянного тока, поэтому применена лишь на некоторых турбогенераторах мощностью до 300 МВт. Тиристорная система возбуждения Название системы возбуждения происходит от тиристоров, используемых в качестве управляемых выпрямителей. Различают два варианта тиристорного возбуждения: - тиристорная система независимого возбуждения (с питанием от вспомогательного генератора переменного тока), - тиристорная система самовозбуждения (с питанием от главного генератора). 3) В тиристорной системе независимого возбуждения (рис. 3.5) возбудителем (В) является генератор переменного тока промышленной частоты, расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором, и тиристорный выпрямитель (ТВ). Регулирование возбуждения осуществляется от АРВ с помощью управляемых вентилей - тиристоров. В ТВ есть рабочая группа тиристоров, которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме и форсировочная группа для форсировки возбуждения и гашения поля генератора в аварийном режиме. Возбуждение возбудителя обеспечивает генератор постоянного тока - подвозбудитель (ПВ), но возбудитель может работать и по схеме самовозбуждения. Схема имеет высокое быстродействие 𝑉в ≤ 50 1/с и высокую кратность форсировки 𝑘ф ≤ 4. Чтобы иметь такую высокую кратность форсировки, нужно иметь напряжение возбудителя на заданную кратность форсировки. При полном открытии тиристоров это напряжение сразу прикладывается в ОВГ. В нормальном режиме тиристоры открыты не полностью и к ОВГ прикладывается 𝑈в ном. Система возбуждения электрически не связана с основной сетью – это определяет её надёжность, но при этом имеется ненадёжный щёточный элемент. Также к недостаткам можно отнести дороговизну и сложность схемы из-за наличия возбудителя переменного тока (по сравнению со системой самовозбуждения). Применяется для генераторов мощностью 200, 300, 500, 800 МВт. 4) В тиристорной системе самовозбуждения источником возбуждения является цепь статора главного генератора. Питание ОВГ осуществляется от выводов статора Г через понижающие трансформаторы и группы управляемых вентилей – тиристоров (рис. 3.6). Основные элементы схемы: - выпрямительный трёхфазный трансформатор (ВТ), подключенный к выводам обмотки статора генератора, - последовательный трансформатор (ПТ), первичная обмотка последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора, включена - рабочая группа вентилей (ВР), обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме, - форсировочная группа вентилей (ВФ), обеспечивает возбуждение при форсировке и гашение поля в аварийных режимах. Тиристоры группы ВР получают питание от ВТ, который используется для подачи переменного тока в сеть меньшего напряжения, 𝑈2 ВТ ~ 𝑈Г . Мощность тиристоров группы ВР рассчитывают так, чтобы она была достаточна для возбуждения генератора на холостом ходу и для регулирования возбуждения в нормальном режиме, которое осуществляется с помощью АРВ. В номинальном режиме тиристоры обеспечивают (7080)% от 𝑈в ном. Остальное возбуждение обеспечивают с помощью группы ВФ. У схемы есть недостаток - зависимость работы возбудителя от режима внешней сети. При к.з. вблизи генератора напряжение на его выводах 𝑈Г падает, а вслед за ним уменьшается значение 𝑈2 ВТ. Это нарушает работу системы возбуждения, которая должна обеспечивать форсировку тока возбуждения в ОВ. Но при к.з вблизи генератора увеличивается 𝐼Г , а 𝐼2 ПТ ~ 𝐼Г . Поэтому используется группа ВФ, при форсировке эта группа полностью открывается и даёт весь ток форсировки. Такое сочетание ПТ и ВТ повышает надёжность схемы. При гашении поля группа ВФ переводится в инверторный режим. Схема проста, широко применяется, экономичнее независимой СВ, также имеет высокую кратность форсировки и быстродействие, которое ограничено лишь инерционностью системы управления тиристорами. Но схема не лишена недостатков: первоначальный пуск генератора осуществляется от дополнительного источника (а дальше перевод на самовозбуждение), работа системы возбуждения зависит от режима работы внешней сети. Параметры системы возбуждения: 𝑉в ≤ 30 1/с, 𝑘ф ≤ 4 (но в пособии написано > 4). Применятся для генераторов мощностью до 800 МВт. 5) Бесщёточная система возбуждения.\ Возбудитель – синхронный генератор повышенной частоты, расположенный на валу главного генератора и выполненный по типу обратимой машины: обмотка возбуждения расположена на статоре, а обмотка переменного тока на роторе. Ротор возбудителя с диодным выпрямителем ДВ жёстко соединён с ротором генератора. Таким образом, ток от вращающейся обмотки переменного тока В подводится к вращающемуся ДВ, и выпрямленный ток подаётся непосредственно к ОВГ без контактных колец и щёток. Регулирование тока возбуждения осуществляется от АРВ путём воздействия на тиристоры в цепи обмотки возбуждения возбудителя. Система надёжна, но не очень компактна. Достоинством является отсутствие контактных колец и щёток, а недостатком – необходимость останавливать генератор для переключения на резервное возбуждение и медленное гашение поля генератора. Параметры системы возбуждения: 𝑉в ≥ 2 1/с, 𝑘ф ≤ 2,5. (в пособии 𝑘ф ≥ 2). Применятся для генераторов мощностью 300÷1200 МВт. Автоматическое гашение поля генератора В соответствии с ПУЭ в цепях возбуждения синхронных генераторов должны устанавливаться устройства для быстрого развозбуждения, поэтому ставятся АГП – автоматы гашения поля. При внутренних повреждениях в генераторе, на выводах в блочном трансформаторе, генератор необходимо отключить от внешней цепи. Из-за продолжающегося "выбега" генератора (продолжает вращаться ротор при отключенном статоре) после отключения продолжает наводиться ЭДС, которая поддерживает дугу в месте КЗ. И это вызывает разрушение обмоток статора и стали статора. Поэтому необходимо погасить магнитное поле генератора и уменьшить ЭДС статора. Поэтому надо как-то отключить обмотку возбуждения генератора (ОВГ) от возбудителя (В). Но если просто разомкнуть цепь, то будет большая ЭДС самоиндукции (𝐸𝐿 = −𝐿 𝑑𝑖В 𝑑𝑡 ). Это приводит к перенапряжениям и возможному повреждению изоляции. И вот придумали несколько способов. 1) Замыкание обмотки возбуждения на гасительное сопротивление. Я взял картинку из инета, она совпадает с нашей. Только мы обозначали за АГП то, что я обвёл красным, а не то, что выделено пунктиром. В нормальном режиме работы: ключ 2 замкнут и ключ 1 разомкнут. При КЗ: генератор отключают от сети, сначала замыкают ключ 1, потом размыкают ключ 2. При таком случае гашения поля получается −𝐿 𝑑𝑖В 𝑑𝑡 + 𝑅г 𝑖В = 0 И ток будет уменьшаться по экспоненте: Tгаш = 6 – 8 с. Tгаш – время, в течение которого ЭДС генератора уменьшается до значения, достаточного для естественного гашения дуги. Применяется для возбудителей и (ДОПИСАТЬ) Схема простая, но больше время гашения. 2) Применение дугогасительной решётки (ДГР) Ну вот это я художник, какой я молодец)))) АГП имеет рабочие контакты (1) и дугогасительные (2). В нормальном режиме 1 и 2 замкнуты. При КЗ генератор отключается от сети, размыкается 1, затем 2. На 2 образуется дуга, которая с помощью электромагнитного дутья затягивается в ДГР и разбивается между медными пластинами решётки на ряд коротких дуг, которые гасятся на шунтирующих сопротивлениях между пластинами. Tгаш = 0,5 – 1 с. 3) Для тиристорных систем возбуждения используется противовключение тиристора. Там тиристоры переводят в инверторный режим, напряжение меняет свой знак, происходит быстрое уменьшение тока возбуждения в ОВГ. Силовые трансформаторы Обозначение: 1. Буквенная часть: для автотрансформаторов А - автотрансформатор (указывается в начале буквенной части) число фаз О - однофазный; Т - трёхфазный; наличие расщепленной обмотки низшего напряжения Р - указывается при наличии расщепленной обмотки вид системы охлаждения сухие не имеют специальной системы охлаждения; способ охлаждения применяется для трансформаторов мощностью до 1,6 МВА С - естественное воздушное при открытом исполнении (путём естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе); СЗ - естественное воздушное при закрытом исполнении; СГ - естественное воздушное при герметизированном исполнении; СД - воздушное с дутьём; масляные магнитопровод с обмотками помещается в бак, заливаемый маслом М - естественная циркуляция воздуха и масла (рис. 3.9 а); тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передаётся окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передаёт его окружающему воздуху; выполняется для трансформаторов мощностью до 16 МВА; Д - принудительная циркуляция воздуха и естественное масляное охлаждение (рис. 3.9 б); в навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы, вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб, пуск и останов вентиляторов могут осуществляться автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла; применяется для трансформаторов мощностью до 80 МВА; ДЦ принудительная циркуляция воздуха и масла через воздушные маслоохладители (рис. 3.9 в); охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором, электронасосы, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители; благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью; применяется для трансформаторов мощностью 63 МВА и выше; НДЦ - то же, но с направленным движением потока масла через охладители; Ц - принудительная циркуляция воды и масла через выносные маслоохладители, охлаждаемые принудительно водой; принципиально устроена так же, как система ДЦ, но охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло; применяется для трансформаторов мощностью 200 МВА и выше; НЦ - то же с направленным движением масла; число обмоток, работающих на самостоятельной сети, если их больше двух Т - трехобмоточный; наличие РПН Н - выполнение одной из обмоток с устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН); для электроснабжения собственных нужд С - исполнение трансформатора для собственных нужд; 2 Номинальная мощность: значение в кВА; 3 Класс напряжения: значение в кВ; 4 Год выпуска рабочих чертежей данной конструкции; 5 Климатическое исполнение: умеренный климат – У, тропический климат – Т; категория размещения; Примеры условного обозначения: ТМ-100/10-97У1- трёхфазный, двухобмоточный, с естественным масляным охлаждением, Sном=100кВА, Uном=10кВ, конструкция 1997 г., для районов с умеренным климатом и установки на открытом воздухе. ТРДНС-40000/35-84Т1- трёхфазный, двухобмоточный с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с принудительной циркуляцией воздуха, с РПН, для собственных нужд, Sном=40000 кВА, Uном=35кВ, конструкция 1984г. , для районов с тропическим климатом и установки на открытом воздухе. АТДЦТН-125000/220/110-98У1- автотрансформатор, трёхфазный, с принудительной циркуляцией масла и воздуха, трёхобмоточный с РПН, Sном=125000 кВА, UВН ном=220кВ , UСН ном=110кВ, конструкция 1998г., для районов с умеренным климатом и установки на открытом воздухе. Лекция 4. Силовые трансформаторы Основные параметры трансформатора (для двухобмоточного): - UВН ном, UНН ном - номинальные напряжения обмоток при холостом ходе трансформатора, кВ; для трёхфазного трансформатора это междуфазное напряжение, для однофазного U/√3; - IВН ном, IНН ном - номинальные токи в обмотках, при которых допускается длительная нормальная работа трансформатора, А; - Sном - номинальная полная мощность, кВА: 𝑆ном = √3𝑈ВН ном𝐼ВН ном = √3𝑈НН ном𝐼НН ном; в трехобмоточных трансформаторах номинальной называют мощность наиболее мощной обмотки; - Рк - потери мощности короткого замыкания (электрические), кВт (потери в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочные потери в обмотках и конструкциях); - Рхх- потери мощности холостого хода (магнитные), кВт (состоят из потерь в сердечнике, потерь на вихревые токи в стенках бака и конструктивных элементах) - 𝑘т - коэффициент трансформации, 𝑘т = 𝑈ВН ном/𝑈НН ном ; - uк - напряжения короткого замыкания в % от Uном; напряжение при проведении которого к одной из обмоток при замкнутой накоротко другой по ней проходит ток, равный номинальному. Напряжение короткого замыкания определяют по падению напряжения в трансформаторе при передаче через него мощности, оно характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора. Так как индуктивное сопротивление значительно больше активного (особенно в трансформаторах большой мощности и высокого напряжения), то можно принять 𝑥∗тр = 𝑢к ,% / 100 . Для трёхобмоточных трансформаторов определяется kт , Рк и uк% для каждой пары обмоток ВН и НН, ВН и СН, СН и НН. Надёжность трансформаторов высока (удельная повреждаемость составляет 0,01). Наибольшее распространение получили трёхфазные трансформаторы, так как в них меньше потери (на 12-15%), расход активных материалов и стоимость (на 20-25%), чем в группе из трех однофазных трансформаторов той же мощности. Но предельная единичная мощность ограничена массой, размерами, условиями транспортировки. В этом случае применяют группу из трех однофазных трансформаторов. Наиболее мощный трёхфазный трансформатор в настоящее время - 1250 МВА. Из трех однофазных трансформаторов можно составить трёхфазные группы: 3х417 ≈ 1250 МВА, 3х533 ≈ 1600 МВА, 3х677 ≈ 2000 МВА. Ещё установленная мощность и число трансформаторов больше в несколько раз (в 3 раза она сказала) мощности и числа генераторов, потому что существует несколько ступеней трансформации. Трансформаторы с расщеплённой обмоткой низшего напряжения У трансформатора с расщеплённой обмоткой низшего напряжения (НН) одна из обмоток имеет 2 (или более) части, нормально электрически не соединённые между собой и имеющие раздельные выводы. Каждую часть можно использовать независимо от другой. При необходимости части обмотки одного напряжения могут быть соединены электрически и включены на параллельную работу. Возможна работа каждой части расщеплённой обмотки при отключении другой. Суммарная мощность всех частей расщеплённой обмотки равна номинальной мощности трансформатора. Трансформатор с расщеплённой обмоткой НН позволяет уменьшить ток при КЗ на стороне расщепления. Рассмотрим схемы замещения двухобмоточного трансформатора и трансформатора с расщепленной обмоткой НН. Здесь имеется в виду, что Хсквоз = Хв + 0,5·Хн и Храсщ = 2·Хн. Найдём, чему будут равны сопротивления обмоток трансформатора 𝑥в и 𝑥н через 𝑥тр. . Пусть 𝑥расщ. / 𝑥сквоз. = 4 (обычно это отношение 3÷ 4), тогда имеем систему уравнений, решая которую, получим: Сравнивая схемы укрупнённых блоков (к 1му трансформатору подсоединено 2 или более генераторов) с двухобмоточным трансформатором и трансформатором с расщепленной обмоткой (рис. 3.11), имея в виду схему замещения, видим, что в блоке с трансформатором с расщеплением токи при коротком замыкании на стороне расщепления будут меньше по сравнению с блоком с обычным двухобмоточным трансформатором. Трансформаторы с расщепленными обмотками применяются в укрупнённых блоках мощных ТЭС или ГЭС, на понижающих подстанциях, в схемах собственных нужд электростанций. Обычно в каталогах даны следующие параметры: 𝑢к В−Н//Н (%) и 𝑢к Н−Н (%), отнесённые к номинальной мощности трансформатора 𝑆ном, тогда: (эти формулы получаются, xрасщ = 2xн= 𝑢к Н−Н (%) / 100) если представить xсквоз = 𝑥∗тр = 𝑢к В−Н//Н, % / 100 и Автотрансформаторы Автотрансформатор – особый вид трансформатора, отличие заключается в том, что две обмотки электрически соединены, что обуславливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным путём, но и электрическим. У автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН, а обмотка НН имеет с ними электромагнитную связь. Обмотка высшего напряжения состоит из двух частей: АВ - последовательная часть обмотки, ОВ- общая часть обмотки (обмотка СН). При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток 𝐼ВН. Он, создавая магнитный поток в магнитопроводе, индуктирует в общей обмотке ОВ ток 𝐼0. Ток нагрузки вторичной обмотки:𝐼СН = 𝐼ВН + 𝐼0, где ток 𝐼0 обусловлен электромагнитной связью, а ток 𝐼ВН электрической связью. Имеем 𝐼0 = 𝐼СН − 𝐼ВН. Автотрансформатор характеризуется: 1) 𝑆ном = 𝑆проход. = 𝑈ВН ∙ 𝐼ВН ≈ 𝑈СН ∙ 𝐼СН (если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток), где 𝑆ном - полная мощность, передаваемая из первичной сети во вторичную или наоборот, она называется проходной мощностью 𝑆проход.; индекс «ном» у тока и напряжения опущен в целях упрощения дальнейшей записи); 2) 𝑘АТ = 𝑈ВН / 𝑈СН = 𝐼СН / 𝐼ВН - коэффициент трансформации автотрансформатора. При этом: Мощность, передаваемая электромагнитным путём 𝑆эл.маг., называется типовой мощностью Sтип. Именно эта мощность определяет размеры сердечника и расход материалов на него. 𝑆эл. – мощность передаваемая электрическим путём. После преобразований получим: – коэффициент типовой мощности, величина его всегда меньше 1, и Sтип< 𝑆ном. В обычном трансформаторе Sтип = 𝑆ном. Магнитопровод и части обмотки автотрансформатора также рассчитаны на типовую мощность. Загружать последовательную и общую части обмотки в нормальном режиме более, чем Sтип нельзя. 𝑆АВ = (𝑈ВН − 𝑈СН ) ∙ 𝐼ВН = 𝑆тип , 𝑆ОВ = (𝐼СН − 𝐼ВН ) ∙ 𝑈СН = 𝑆тип Таким образом, типовая мощность определяет расход материалов, т.е. вес, размеры и стоимость трансформатора, и, если сравнить обычный трансформатор и автотрансформатор с одинаковой номинальной мощностью, то автотрансформатор по экономическим соображениям более выгоден. Чем ближе напряжения друг к другу, тем меньше 𝑘тип и тем более выгоден автотрансформатор: Преимущества автотрансформатора: 1. Габаритные размеры, стоимость, вес автотрансформатора меньше, чем у обычного трансформатора той же 𝑆ном. Автотрансформатор выгодно применять для связи сетей близких напряжений, когда 𝑘АТ небольшой: 110-220 кВ; 110-330 кВ, 220-330 кВ, 220-500 кВ, 330-750 кВ (иногда 110-500 кВ). 2. Эксплуатационные издержки (стоимость потерь мощности и напряжения) меньше, т.к. за счёт электрической связи напряжение короткого замыкания 𝑢к меньше, чем у обычного трансформатора. Недостатки автотрансформатора: 1. Напряжение короткого замыкания 𝑢к меньше чем у трансформатора, следовательно, ток короткого замыкания 𝐼кз в сетях с автотрансформаторами выше, что влияет на выбор аппаратов и проводников, и иногда нужно принимать меры для ограничения токов короткого замыкания. 2. Из-за электрической связи между обмотками перенапряжения переходят с обмотки одного напряжения на выводы другого напряжения. Требуется специальная защита от перенапряжений. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию АТ со стороны высшего и среднего напряжения защищают разрядниками. 3. Автотрансформаторы должны работать с заземлённой нейтралью (не используются на ВН и СН для связи сетей с изолированной нейтралью). Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду с заземлённой нейтралью. Лекция 5. Автотрансформаторы + нагрузочная способность Недостатки автотрансформатора: 1. Напряжение короткого замыкания 𝑢к меньше чем у трансформатора, следовательно, ток короткого замыкания 𝐼кз в сетях с автотрансформаторами выше, что влияет на выбор аппаратов и проводников, и иногда нужно принимать меры для ограничения токов короткого замыкания. 2. Из-за электрической связи между обмотками перенапряжения переходят с обмотки одного напряжения на выводы другого напряжения. Требуется специальная защита от перенапряжений. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию АТ со стороны высшего и среднего напряжения защищают разрядниками. 3. Автотрансформаторы должны работать с заземлённой нейтралью (не используются на ВН и СН для связи сетей с изолированной нейтралью). Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду с заземлённой нейтралью. Если бы нейтраль была изолирована, то при замыкании на землю в сети ВН, напряжения других фаз на стороне среднего напряжения значительно увеличивались бы, что видно из рис. 3.13. При 𝑘АТ = 2 , 𝑈СН (1) увеличится в √7 раз, при 𝑘АТ = 3 , 𝑈СН (1) увеличится в √13 раз. Изолировать нейтраль обмоток ВН и СН автотрансформатора нельзя. 4. В обычных трансформаторах, если одна из обмоток соединена в звезду с заземлённой нейтралью, другую соединяют в треугольник для компенсации токов высших гармоник. В автотрансформаторе необходимо также иметь обмотку, соединённую в треугольник для компенсации третьих гармоник. Эта обмотка (третья) не имеет электрической связи и рассчитана на мощность не больше, чем типовую. Часто к этой обмотке ничего не подключено, но можно и использовать для подключения (рис. 3.14). Для использования обмотки низшего напряжения необходимо правильно выбрать мощность автотрансформатор. Например, необходимо выбрать мощность автотрансформатора для работы в блоке с генератором (рис 3.15). Пусть РГ ном = 100 МВт, необходимо определить 𝑆ном АТ. Примем АТДЦТН-250000/220/110. Режимы работы автотрансформаторов Для автотрансформаторов характерны три основных автотрансформаторный, трансформаторный, комбинированный автотрансформаторный. Рассмотрим режимы работы автотрансформаторов. режима работы: трансформаторнотрехобмоточных Для простоты анализа примем: Выразим все токи через ток I и покажем величину и направление токов в обмотках автотрансформатора: 1) Автотрансформаторный режим с передачей 𝑆ном из сети СН в сеть ВН и обратно (использование в качестве АТ связи на электростанции или ПС). В этом режиме можно передавать 𝑆ном из сети высшего напряжения в сеть среднего напряжения и наоборот: ВН→СН, СН→ВН. Обмотки рассчитаны на Sтип. Фактически они так и загружены. В общей части обмотки ток I, режим возможный и выгодный. 2) Трансформаторный режим с передачей мощности генератора 𝑆Г = 𝑆тип в сеть ВН. Режим возможный, но невыгодный, так как автотрансформатор недогружен, в общей части обмотки I/2. Передача 𝑆тип из сети низшего напряжения в сеть высшего напряжения: НН→ВН, то же получится при передаче мощности генератора в сеть среднего напряжения: НН→СН. 3) Комбинированный режим с передачей мощности из сетей НН и СН в сеть ВН. Трансформаторный режим с передачей мощности генератора 𝑆Г = 𝑆тип в сеть ВН. Режим представляет наибольший интерес. Передаваемая мощность поровну распределяется между обмотками среднего и высшего напряжения: (𝑆ном - 𝑆тип ) − СН→ВН, 𝑆тип − НН→ВН. Режим допустимый, очень выгодный, так как потери в общей части обмотки отсутствуют. 4) Комбинированный режим с передачей мощности из сетей НН и ВН в сеть СН. Передаваемая мощность распределяется между обмотками: (𝑆ном - 𝑆тип ) − ВН→СН, 𝑆тип − НН→СН. Общая часть обмотки перегружена (1,5·I), режим недопустим. 5) Комбинированный режим на подстанции с передачей мощности из сети ВН в сеть СН и НН. Режим аналогичен режиму 3 по распределению токов. Очень выгодный. Таким образом, автотрансформатор используют в автотрансформаторном режиме для связи сетей ВН и СН при небольших коэффициентах трансформации, третья обмотка при этом служит для компенсации высших гармоник. В комбинированном режиме выгодно использовать автотрансформатор с передачей мощности (не более Sтип ) из сети НН в сеть ВН и дополнительно разность (Sном–Sтип) из сети СН в сеть ВН. На подстанциях - в направлении из сети ВН в сеть НН (не более типовой) и остальную мощность в сеть СН. Комбинированный режим с передачей мощности из сети НН в сеть СН и дополнительно из сети ВН в сеть СН недопустим из-за перегрузки общей обмотки автотрансформатора. Трансформаторные режимы с передачей мощности генератора (не более Sтип) в сеть СН или ВН допустимы, но не выгодны. Нагрузочная способность силовых трансформаторов Совокупность допустимых для трансформаторов нагрузок и перегрузок называется нагрузочной способностью трансформаторов. Допустимая нагрузка – не ограниченная во времени длительная нагрузка, при которой износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ при номинальном режиме работы. Перегрузка – режим ускоренного износа изоляции. Нагрузки и перегрузки могут быть систематические и аварийные. 1) Систематическая нагрузка. Систематическая нагрузка трансформатора мощностью более номинальной возможна за счёт неравномерной нагрузки в течение суток. На рис. 3.21 изображён условный суточный график нагрузки. Выбор мощности трансформатора по Smax неэкономичен. При выборе Sт<Smax видно, что в ночные, утренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума перегружен. Для оценки износа изоляции рассмотрим диаграмму теплового режима трансформаторов (рис. 3.22). Температура масла изменяется линейно по высоте обмотки, H – высота бака трансформатора, τ - превышение температуры. ГОСТ 14209-85 устанавливает следующие температуры и превышения температуры частей трансформатора при номинальных условиях. Превышение температуры масла в верхних слоях над температурой охлаждающей среды τм (воздуха или воды): - для трансформаторов с системами охлаждения М и Д 55°С, - для трансформаторов с системами охлаждения Ц и ДЦ 40° С. Превышение температуры обмотки в наиболее нагретой точке над температурой масла τоб-м: - для трансформаторов с системами охлаждения М и Д 23°С, - для трансформаторов с системами охлаждения Ц и ДЦ 38° С. Превышение температуры обмотки над температурой охлаждающей среды в средней части обмотки τ об: 65° С. Номинальная температура охлаждающей среды: θ0 = +20 °С. Температура обмотки в наиболее нагретой точке: θобм =θ0 +τм+ τоб-м. Базисная условная температура, при которой износ изоляции класса А (класс нагревостойкости изоляции) трансформаторов равен 1, что соответствует сроку службы трансформатора: θн.обм= 98° С. Предельная температуры обмотки: Предельная температура масла: Если трансформатор перегружается, то температура обмотки будет более 98°С, и изоляция при этом больше изнашивается. Зависимость износа изоляции 𝐿 от температуры обмотки выражается следующей формулой: где α - постоянная нагрева для изоляции трансформаторов, характеризует тип изоляции, а θ – текущее значение температуры нагрева обмотки. При этом относительный износ изоляции: Существует так называемое 6-градусное правило, которое формулируется так: на каждые 6 градусов увеличения температуры износ изоляции увеличивается в два раза. Если предельные температуры при этом не достигнуты, трансформатор можно оставить в таком режиме. При переменной нагрузке в одни часы износ изоляции больше нормы, а в другие меньше, а в целом за рассматриваемый период износ изоляции должен быть равен расчётному. Таким образом, критерием допустимости систематических нагрузок трансформатора является износ изоляции. Лекция 6. Конец трансформаторов и начало схем соединений Для оценки допустимых систематических нагрузок имеются расчетные таблицы в ГОСТ. Чтобы их использовать, необходимо преобразовать реальный график нагрузки в двухступенчатый. Они должны быть эквивалентны по износу изоляции, так как критерием преобразования должен быть износ изоляции (рис. 3.23). По графику определяем: – коэффициент предварительной недогрузки трансформатора; где 𝛼1, 𝛼2, … 𝛼𝑛 - значения нагрузки в интервалах 𝑡1, 𝑡2, … 𝑡𝑛 – коэффициент перегрузки трансформатора; где 𝛽1, 𝛽2, … 𝛽𝑚 - значения нагрузки в интервалах ℎ1, ℎ2, … ℎ𝑚, – длительность перегрузки. Зная среднюю температуру охлаждающей среды за время действия графика, вид системы охлаждения трансформатора, по таблицам определяют допустимость относительной нагрузки 𝑘2 и ее продолжительность (для примера в таблице 3.1 приведены нормы допустимых систематических нагрузок для трансформаторов с системами охлаждения М и Д). Нагрузка более 1,5Sном должна быть согласована с заводом-изготовителем, нагрузка более 2,0Sном не допускается. Если для выбранного трансформатора k2расч > k2доп при известных k1 и h, то необходимо или выбрать другой трансформатор или изменить график нагрузки (снизить максимум или уменьшить длительность максимума). 2) Аварийная перегрузка. Аварийная перегрузка – режим ускоренного износа изоляции. Аварийная перегрузка чаще всего возникает при выходе из строя параллельно работающего трансформатора. Нецелесообразно мощность каждого из двух трансформаторов принимать равной мощности нагрузки. Один из оставшихся трансформаторов будет перегружаться. В режиме аварийной перегрузки износ изоляции превышает номинальный. Обычно допускают перегрузку не более 2,0Sном, при этом температура масла в верхних слоях не более 115°С, температура обмотки максимальная для трансформатора с номинальным напряжением до 110 кВ – не более 160°С, для трансформатора с номинальным напряжением выше 110 кВ – 140°С. Такой режим допускается в исключительных случаях в течение ограниченного времени для обеспечения надежности электроснабжения. Значения допустимой аварийной таблиц по ГОСТ (таблица 3.2). перегрузки также можно определить из Анализируя данные таблиц, приведенных в ГОСТ 14209-85, можно сделать вывод, что при первоначальной нагрузке не более 0,9Sном трансформаторы всех типов допускают перегрузку на 40% в течение 6 ч при θ0 не более +20°С и 30% в течение 6 ч при θ0 = +30° С (таблица 3.3). Обычно этими данными пользуются для выбора мощности трансформаторов. При двух трансформаторах и известной мощности нагрузки: Для n-параллельно работающих трансформаторов: Здесь критерием допустимости аварийных перегрузок является не износ изоляции (он больше расчетного), а предельные температуры трансформатора (обмоток и масла). СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВИДЫ СХЕМ Схемой электрических соединений называют чертеж, на котором изображены элементы электроустановки (генераторы, трансформаторы, линии, сборные шины, коммутационные аппараты и др.) и связи между ними в виде условных графических обозначений в соответствии с требованиями стандартов единой системы конструкторской документации (ЕСКД). Для связи электрооборудования сооружаются распределительные устройства. Распределительное устройство (РУ) – сооружение, которое предназначено для приёма и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержит коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, измерительные трансформаторы, устройства релейной защиты и автоматики, измерений и контроля. На электростанции или подстанции, как правило, сооружается несколько РУ, которые связаны через трансформаторы (автотрансформаторы). Различают РУ высшего, среднего, генераторного напряжений, РУ собственных нужд. РУ выполняют открытого исполнения (ОРУ), в котором оборудование расположено на открытом воздухе, и закрытого исполнения (ЗРУ), в котором оборудование расположено в специальном здании. ОРУ и ЗРУ могут быть комплектными для внутренней установки (КРУ) и для наружной установки (КРУН). Такие РУ состоят из полностью или частично закрытых шкафов со встроенными в них коммутационными аппаратами, сборными шинами, измерительными трансформаторами, устройствами релейной защиты. В последние годы при новом строительстве и реконструкциях во многих случаях отдаётся предпочтение комплектным распределительным устройствам с элегазовой изоляцией – КРУЭ. Основные элементы КРУЭ заключены обычно в алюминиевые газоплотные кожухи (блоки), заполненные элегазом, что обеспечивает модульный принцип построения. При разработке схемы электрических соединений электростанции или подстанции определяют состав электрооборудования, схемы и способы исполнения распределительных устройств, связи между элементами схемы. Как правило, анализируют несколько возможных вариантов и выбирают наиболее оптимальный по условиям надёжности, экономичности, безопасности эксплуатации. В зависимости от содержания и уровня подробности различают структурные схемы, главные схемы электрических соединений, оперативные схемы, схемы вторичных соединений и другие. Структурная схема – схема выдачи мощности, показывающая основные функциональные части электрической станции или подстанции (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурная схема используется для дальнейшей разработки более подробной главной схемы электрических соединений. Главная схема электрических соединений – схема первичных соединений основного оборудования электрической части электростанции (подстанции) в однолинейном исполнении при отключенном положении коммутационных аппаратов с указанием типов и основных электрических параметров оборудования. В ряде случаев допускается отображать отдельные элементы в рабочем положении. Оперативная схема – схема, применяемая в условиях эксплуатации и отображающая только состав основного оборудования, находящегося в оперативном ведении и управлении диспетчера, и фактическое положение коммутационных аппаратов. Такие схемы заполняются дежурным персоналом при руководстве оперативными переключениями, анализе работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики и т.д. Кроме того, схемы электрических соединений классифицируют на первичные и вторичные. На первичных схемах показывают состав первичного оборудования, по которому электроэнергия передается от источника питания к потребителю. Вторичные схемы отображают состав и подключение вторичного оборудования: измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики, сигнализации. Схемы могут быть трехлинейными, на которых показывают все три фазы соединения, и однолинейными, имеющими однофазное исполнение. (На паре мы рисовали немного другую вторую (большую) схему, но суть та же. Если я найду презентацию её, то возьму ту схему, а пока так.) На рис. 2.1. показаны примеры структурной (а) и главной схемы электрических соединений (б) с чертежными изображениями элементов. Два генератора Г1 и Г2 работают параллельно на сборные шины генераторного напряжения. От сборных шин мощность по линиям электропередачи отходит потребителям. Посредством повышающих трехобмоточных трансформаторов Т1 и Т2 обеспечивается электроснабжение местной нагрузки на напряжении 35 кВ и выполнена связь с энергосистемой. Часть мощности, вырабатываемой генераторами, расходуется на собственные нужды (понижающие трансформаторы ТСН1 и ТСН2). Во всех цепях установлены коммутационные аппараты (выключатели, разъединители; заземляющие ножи на схеме не показаны). Таблица 2.1. Условные графические обозначения и назначение основных элементов схем Наименование Обозначение Назначение Генераторы, трансформаторы, реакторы, сборные шины Генератор Электрическая машина, предназначенная для трехфазного выработки электрической энергии переменного тока, обмотка статора, обмотка возбуждения Трансформатор Устройство, предназначенное для силовой: электромагнитного преобразования - двухобмоточный, электрической энергии переменного тока одного - с расщеплённой об напряжения в электрическую энергию другого моткой НН с РПН, напряжения той же частоты - трёхобмоточный с РПН Автотрансформатор Трансформатор, в котором между обмотками ВН и СН имеется электромагнитная и электрическая связь Реактор Предназначен для ограничения токов к.з. электроустановках, поддержания на шинах определенного уровня напряжения при повреждении за реактором. Индивидуальное реактирование применяется для мощных и ответственных линий, групповое – при питании не скольких линий, секционное – при включении реактора между секциями РУ. Реактор сдвоенный Сборные шины Система проводников для приема и распределения электроэнергии. Конструкция систем сборных шин различна в зависимости от напряжения, требований надежности и экономичности. Коммутационные устройства напряжением выше 1000 В Выключатель Коммутационный аппарат для отключения и высокого включения токовых цепей под нагрузкой, напряжения наиболее ответственной операцией является отключение токов к.з. При размыкании контактов в цепи высокого напряжения возникает электрический разряд в виде дуги, который необходимо погасить. При реконструкции и новом строительстве применяют вакуумные и элегазовые выключатели, в эксплуатации могут находиться масляные и воздушные выключатели. Разъединитель Коммутационный аппарат для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, используется для создания видимого разрыва между частями электроустановки. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств. В случае ошибочного отключения токов нагрузки может возникнуть электрическая дуга, которая может привести к междуфазным к.з, поэтому перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем. Разъединитель может иметь заземляющий нож с одной или с двух сторон. Отделитель Коммутационный аппарат с приводом для отключения, производится вручную. Короткозамыкатель пружинным включение Коммутационный аппарат с пружинным приводом для включения для создания искусственного к.з. в электрической цепи Контакт выключателя – Контакт выключателя разъединителя Коммутационные устройства напряжением ниже 1000 В Предохранитель Аппарат для автоматического однократного плавкий отключения электрической цепи при перегрузке или к.з. Отключение, осуществляется путем расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим током (после отключения плавкая вставка должна быть заменена) Выключатель автоматический Трансформатор тока Трансформатор напряжения Устройство для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах и для редких оперативных переключений при нормальных режимах работы. В автоматических выключателях не применяется какой–либо среды для гашения дуги, она гасится в воздухе Трансформаторы измерительные Предназначен для уменьшения первичного тока до стандартных значений, на которые рассчитаны измерительные приборы и реле (1 А или 5 А), для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения Предназначен для уменьшения высокого напряжения до стандартного значения (100 В, 100/3 В), для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СХЕМАМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ Схемы электрических соединений должны удовлетворять ряду требований, важнейшие из них: надежность электроснабжения потребителей, экономическая целесообразность, удобство эксплуатации, технологическая гибкость, компактность, унифицированность, экологическая чистота. 1) Надежность – свойство схемы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. При анализе надежности схемы оценивают вероятность возникновения той или иной аварии и величину мощности, которая может быть потеряна при аварии. Существуют расчетные методы оценки надежности, которые рассматриваются в отдельных курсах. Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей по степени надежности электроснабжения. В соответствии с ПУЭ все электроприемники разделяются на 3 категории. Данная классификация представлена в таблице 2.2. Таблица 2.2 Категории надежности электроснабжения потребителей Перерыв питания при Последствия перерыва Источники Классификация нарушении электроснабжения питания электроснабжения - опасность для жизни людей, - угроза для безопасности государства, - значительный материальный Два ущерб, независимых допускается на время - расстройство сложного взаимно автоматического 1-я категория технологического резервирующих восстановления процесса, источника питания -нарушение функционирования питания особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения; дополнительное питание от - бесперебойная работа третьего необходима для независимого безаварийного останова взаимно 1-я особая производства с целью резервирующего категория предотвращения угрозы жизни источника людей, взрывов и пожаров 2-я категория - массовый недоотпуск продукции, - массовый простой рабочих, механизмов и промышленного транспорта, - нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей два независимых взаимно резервирующих источников питания. 3-я категория Электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. один источник питания допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. время ремонта или замены поврежденного элемента не превышает 1 суток. 2) Под экономической целесообразностью схемы подразумевается принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений на сооружение электростанции (подстанции) и годовых эксплуатационных издержек при обеспечении требуемой степени надежности. В ходе учебного проектирования рассматривается методика оценки ежегодных минимальных приведенных затрат: З = 𝑝н𝐾 + И + У, где 𝐾 – капиталовложения на сооружение установки, тыс. руб., 𝑝н– нормативный коэффициент экономической 0,12-0,15 (меньшие цифры для ГЭС, большие для ТЭС), эффективности, равный И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год, И= 𝛼К + 𝛽𝑊пот , 100% где α – отчисление на обслуживание электрооборудования (8–9%), β – себестоимость электроэнергии, Wпот – потери электроэнергии в оборудовании, У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год. 3) Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижении вероятности ошибочных действий персонала в процессе эксплуатации, минимизации количества переключений в первичных и вторичных цепях, уменьшении количества аварий из-за ошибок персонала и отказов электрооборудования при оперативных переключениях. 4) Технологическая гибкость – способность схемы адаптироваться к изменяющимся условиям работы при плановых ремонтах, аварийно-восстановительных работах, расширении, реконструкции. 5) Компактность – подразумевает минимизацию площади, занимаемой электрооборудованием (например, при сооружении КРУЭ требуется площадь в 10 и более раз меньше, чем при сооружении ОРУ). 6) Унифицированность – подразумевает использование типовых проектных решений, позволяющих снизить трудовые и финансовые затраты на проектирование, монтажные и пусконаладочные работы, эксплуатацию электростанции или подстанции. 7) Экологическая чистота – означает степень воздействия электростанции или подстанции на окружающую среду (электрические и магнитные поля, шум, выбросы). Перечисленные требования необходимо учитывать при выборе схем электрических соединений, включая схемы распределительных устройств. На выбор схем РУ также оказывает влияние совокупность следующих факторов: - тип электростанции, подстанции; - число и мощность генераторов, трансформаторов; - уровни напряжения и число линий для питания нагрузки и связи с энергосистемой; - значения токов короткого замыкания и наличие оборудования требуемых параметров; - площадь территории для сооружения РУ; - климатические факторы внешней среды; - возможная конструкция РУ (КРУ, ОРУ, ЗРУ, КРУЭ). Различают три основные группы схем электрических соединений: 1) блочные схемы; 2) схемы РУ со сборными шинами: с одним выключателем на присоединение (коммутация присоединения одним выключателем), с увеличенным количеством выключателей на присоединение (коммутация присоединения двумя выключателями); 3) схемы РУ в виде мостиков и многоугольников (кольцевые схемы). Лекция 7. Структурные схемы КЭС Конденсационные тепловые электрические станции (КЭС) сооружаются вблизи месторождений топлива, вдали от крупных узлов электрической нагрузки. Поэтому всю вырабатываемую электрическую энергию, за вычетом расхода на собственные нужды, КЭС выдают в сеть повышенного напряжения. С целью улучшения экономических показателей станций на них устанавливают агрегаты мощностью 100, 160, 200, 300, 500, 800 МВт. Учитывая сказанное выше, схемы КЭС строят по блочному принципу: котёл — турбина — генератор — трансформатор без сборных шин на генераторном напряжении. В отдельных случаях блок охватывает также и линию электропередачи. В зависимости от мощности генераторов различают блоки единичные (рис. 1, а), укрупнённые (рис. 1, б, 1, в) и объединённые (рис. 1, г). Укрупнённый блок при прочих равных условиях имеет лучшие технико-экономические показатели, чем сумма простых блоков. Однако с увеличением мощности блока возрастает его роль в энергосистеме и требования к надёжности работы. Мощность укрупнённого блока должна быть соизмерима с аварийным резервом энергосистемы, который в современных условиях принимают равным 10–12% мощности энергосистемы. Если кратко, то единичный блок самый дорогой и самый надёжный. Объединённый экономичнее, но менее надёжный. Укрупнённый самый дешёвый, но и самый ненадёжный. Надёжность зависит от того, сколько присоединений мы теряем при авариях трансформатора и выключателей. Так же есть ещё разновидности единичных блоков: Применение трансформаторов с расщепленными обмотками в укрупнённых блоках позволяет снизить уровень токов короткого замыкания в сети генераторного напряжения. Тип блока выбирается на основании технико-экономического сопоставления целесообразных вариантов с учётом режимов и надёжности работы электростанции, затрат на оборудование генераторного и повышенного напряжений, стоимости потерь энергии в повышающих трансформаторах, удобств эксплуатации, конструктивнокомпоновочных решений и др. Во всех электрических блоках между генераторами трансформаторами, как правило, устанавливаются выключатели. и повышающими Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд, повышает надёжность работы РУ за счёт локализации отказов генератора и турбины. Генераторный выключатель повышает в целом надёжность блока, так как упрощает эксплуатацию и позволяет пускать и останавливать блок без переключений СН на резервный трансформатор. С другой стороны, наличие генераторного выключателя, как дополнительного элемента, понижает безотказность самого блока. Кроме того, для блоков мощностью 500 МВт и выше существуют технические трудности в изготовлении генераторных выключателей. До настоящего времени в блоках 500 МВт устанавливались воздушные выключатели, а для блоков 800 МВт и более освоен выпуск выключателей нагрузки типа КАГ (комплекс аппаратный генераторный), которые предназначены для включения и отключения генератора в нормальном режиме, но не позволяют отключать токи к. з. В объединённых и укрупнённых блоках, а также в блоках с автотрансформаторами генераторные выключатели ставятся всегда, как и в единичных блоках пиковых электростанций. Генераторные выключатели необходимы и в единичных блоках, если РУ выполняется по схеме многоугольника, схеме 3/2 или 4/3. Честно, схема в методичке другая почему-то (методичка: С.С. Петрова О.А.Васильева ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, страница 17). Я переделал её так, как мы на лекции рисовали. А схему Г мы вообще не проходили. И от РУ ВН идёт подключение к энергосистеме, а от РУ СН нагрузка, на которой дано Sнаг.min и Sнаг.max. Структурные схемы электростанций с мощными блоками показаны на рис. 2. Схема 2, а применяется в случае выдачи мощности в сеть одного напряжения. Блочные электрические станции нередко имеют несколько повышенных напряжений, например, 110 и 220 кВ, 110, 220 и 500 кВ, 110, 330 и 750 кВ и т.д. В этом случае для связи сетей разных напряжений, как правило, используют автотрансформаторы (АТ). Как известно, автотрансформатор имеет электрическую связь между обмотками высокого (ВН) и среднего напряжения (СН). Третья обмотка низкого напряжения (НН) соединена в треугольник и имеет трансформаторную связь с обмотками ВН и СН. Автотрансформатор характеризуется номинальной (проходной) мощностью S ном и типовой мощностью Sтип, которая связана с номинальной коэффициентом типовой мощности kтип: Sтип = kтипSном. В свою очередь kтип=1– (1/kат), где kат — коэффициент трансформации. Типовая мощность определяет расход материалов, а, следовательно, вес, размеры и стоимость трансформаторов. Чем ближе напряжения друг к другу, тем меньше kтип, и тем более выгоден по экономическим соображениям автотрансформатор по сравнению с трансформатором. При выборе схем с AT необходимо тщательно анализировать возможные режимы их работы. Наиболее экономичными для AT являются автотрансформаторный режим с передачей Sном из сети ВН в сеть СН и обратно и комбинированный с передачей типовой мощности со стороны НН и мощности Sном-Sтип со стороны СН в сеть ВН. В этом режиме автотрансформатор работает со сниженными потерями. На подстанциях используется также комбинированный понижающий режим с передачей мощности из сети ВН в сеть СН и НН, который также является выгодным. В структурной схеме КЭС (рис. 2, б) суммарная мощность блоков, присоединяемых к РУ СН, должна примерно соответствовать нагрузке сети СН. Схему рис. 2, в составляют таким образом, чтобы в РУ СН был некоторый избыток генераторной мощности, и AT работал в выгодном режиме. В случае, когда сеть среднего напряжения имеет незаземлённую или компенсированную нейтраль (35 кВ), вместо автотрансформаторов предусматривают трехобмоточные трансформаторы. При этом необходимо иметь в виду, что все три обмотки такого трансформатора рассчитаны на Sном. Схема рис. 2, г целесообразна лишь при малой нагрузке на среднем напряжении (не более 15% номинальной мощности генератора). Как мы выбираем трансформаторы и автотрансформатор? Для схемы 2а. Мощность блочного трансформатора должна быть больше либо равна мощности генератора с вычетом мощности, необходимые на собственные нужды. (SТ ≥ SГ – Sс.н.). При этом Sс.н = n% от SГ (дано в справочниках), и мощность ТСН (трансформатор собственных нужд) должна быть больше или равна Sс.н.. И если Sс.н ≤ 16 МВА, то ставится обычный двухобмоточный трансформатор с обычными выключателями. Если Sс.н ≥ 25 МВА, то ставится двухобмоточный трансформатор с расщеплённой обмоткой низкого напряжения с выкатываемыми выключателями. Для схемы 2б. S генераторов, подключенных к РУ СН должна быть примерно равна Sнаг.max. (SГ. СН ≈ Sнаг.max). Остальные генераторы подключаем к РУ ВН. Выбор мощности АТ производится по следующим расчётам (используются в расчётах генераторы, подключенные только к РУ СН): a) Режим минимальных нагрузок (Sнаг.min) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑖𝑛 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 𝑖=1 б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑎𝑥 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 𝑖=1 в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑖𝑛 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 𝑖=1 г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.max 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑎𝑥 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 𝑖=1 Из этих 4х расчётов выбираем наибольший и номинальная мощность нашего АТ должна быть больше 𝑆расч.наиб. ТСН выбирается тоже по процентам от полной мощности генератора. Для схемы 2в. S генераторов, подключенных к РУ СН должна быть больше Sнаг.max. (SГ. СН > Sнаг.max). Нам необходим избыток, чтобы АТ работал в выгодном режиме. Выбор АТ: а) Sтип ≥ SГ – Sс.н. (имеется в виду тот генератор, который подключен непосредственно к нашему АТ). б) Проверить режимы работы по перетокам мощности между РУ СН и РУ ВН (те 4 расчёта). Дальше мы рассматривали пример, который я ЗАЕБАЛСЯ писать и рисовать сюда. Нужно составить структурную схему пылеугольной КЭС, с генераторами 4х300 МВТ и 2х800 МВТ. К РУ 220 кВ: Pmin=450 МВт, Pmax=750 МВт, отходит 7 линий. К РУ 500 кВ подключено всё остальное (то есть присоединение к энергосистеме). Собственно, раз даны разные напряжения РУ, то выбираем либо схему 2б, либо 2в. Мы выбрали 2б. Мощность генераторов, подключенных к РУ СН должны покрывать 750 МВт, соответственно к РУ СН мы подключаем генераторы 3х300 МВт. Остальные генераторы будут подключены к РУ ВН. Выбор генераторов. Г1–Г4: ТГВ–300; Pном=300 МВт; cosφном=0,85; Uном=20 кВ. Значит Sном=353 МВА (Pном/ cosφном) Г5–Г6: ТВВ–800; Pном=800 МВт; cosφном=0,9; Uном=24 кВ. Значит Sном=889 МВА. Выбор ТСН: Sc.н.=6% от SГ. Sc.н.300= 0,06·353=21,2 МВА; Sc.н.800= 0,06·889=53,34 МВА; Выбираем по полной мощности, по напряжению низкой (потребители от ТСН обычно имеют напряжение 6 или 10 кВ) и высокой стороны (номинальное напряжение генератора). Справочник Неклипаева в помощь. ТРДНС–25000/35 ТРДНС–63000/35 Uном.ВН=20 кВ Uном.ВН=24 кВ Выбор блочного трансформатора: SТ.бл. ≥ SГ- Sc.н. SТ.бл.300 ≥ SГ- Sc.н.=353-21,2=331,8 МВА; SТ.бл.800 ≥ SГ- Sc.н.=889-53,34=835,66 МВА. Т1–Т3: ТДЦ–400000/220; Т4: ТДЦ–400000/500; Т5–Т6: ТЦ–1000000/500; Типы оборудования, она сказала, надо подписывать. Выбор АТ: (для нахождения полной мощности нагрузки будем использовать косинус фи равный номинальному косинусу фи генератора). a) Режим минимальных нагрузок (Sнаг.min) 𝑛 450 = 466 МВА 0,85 𝑆расч.𝑚𝑖𝑛 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = 3 ⋅ (353 − 21,2) − 𝑖=1 б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑎𝑥 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = 3 ⋅ (353 − 21,2) − 𝑖=1 750 = 113 МВА 0,85 в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑖𝑛 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = 2 ⋅ (353 − 21,2) − 𝑖=1 450 = 134 МВА 0,85 г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.max 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑎𝑥 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = 2 ⋅ (353 − 21,2) − 𝑖=1 750 = −218,8 МВА 0,85 Знак означает, откуда куда перетекает мощность. "+" – S течёт от СН к ВН. "-" – S течёт от ВН к СН. Если у нас должен быть один трансформатор (nАТ = 1), то: Sном.АТ ≥ 466 МВА. 500000/500/220. Можем выбрать трёхфазный трансформатор АТДЦТН– Или 3 однофазных 3хАОДЦТН–167000/500/220. При 3х однофазных можно предусмотреть резервную фазу (будет ещё 4ый АТ) для больше надёжности схемы. Он подключается вместо ремонтируемой путём перекатки или перестановки. Если у нас должен быть один трансформатор (nАТ = 2), то: Sном.АТ ≥ 466 1,4(nАТ −1) = 333 МВА. И тогда опять будут 2хАТДЦТН–500000/500/220. А если бы мы выбрали схему 2в, то мы бы подключили Г4 к АТ (именно его, потому что мы должны Sтип передавать через низкую сторону, 800 МВт мы бы не потянули при номинале в более 466 МВА). То есть Sтип.АТ ≥ SГ- Sc.н.=353-21,2=331,8 МВА. kтип = 0,55. Sном.АТ ≥ 331,8/0,55=592,5 МВА. Получаем либо 3 однофазных 3х АОДЦТН–267000/500/220 или 2 трёхфазных 2хАТДЦТН–500000/500/220. РТСН подключаем либо 1) к низшему РУ повышенного напряжения, имеющему связь с энергосистемой; либо 2) к обмотке НН автотрансформатора связи (это дешевле). На блочных станциях применяется 1 РТСН на каждые 4 блока. Мощность РТСН принимается равной мощности наиболее мощного рабочего ТСН (иногда на ступень выше). Выбор количества линий: (округляем всегда в большую сторону) РУ 220 кВ: 𝑛л 220 = РУ 500 кВ: 𝑛л 500 = 𝑃нагр max 220 𝑃 предельное линии на 220 𝑛ген ⋅(𝑆ген −𝑆с.н. )− +1= 𝑃нагр m𝑖𝑛 220 𝑐𝑜𝑠𝜑 𝑃 предельное линии на 500/𝑐𝑜𝑠𝜑 750 135 + 1 = 7. +1= 4⋅(353−21,2)+2⋅(889−53,34)− 900/0,85 450 0,85 +1=4 Значения предельной мощности, передаваемой по линии, искать в справочниках. По красоте надо нарисовать ещё возле РУ 500 кВ 4 линии, что я вроде как сделал в схеме выше, но ИЗНАЧАЛЬНО МЫ НЕ ЗНАЛИ КОЛИЧЕСТВО ЛИНИЙ, поэтому не надо рисовать количество линий наугад. Лекция 8. Структурные схемы ТЭЦ ТЭЦ предназначены для снабжения потребителей тепловой и электрической энергией. Характерным для ТЭЦ является наличие значительной местной нагрузки в радиусе 2–10 км от станции, которую целесообразно питать на генераторном напряжении. Избыток мощности ТЭЦ отдают в сети повышенного напряжения системы. Поэтому на ТЭЦ применяют распределительные устройства генераторного (либо ГРУ, либо РУ–ГН) и повышенных напряжений. Современные ТЭЦ с агрегатами большой единичной мощности имеют блочную схему, аналогичную схемам КЭС (Васильева на лекции сказала, что можно для ТЭЦ использовать схемы, которые используются на КЭС). Иногда схема ТЭЦ состоит из двух частей: первая часть с генераторами меньшей мощности имеет РУ 6 или 10 кВ и трансформаторы связи, вторая — блочная. Дальше будет два рисунка. Один из методички и, соответственно, полное описание из методички. А потом, я дам вам знать красным шрифтом, второй рисунок, который мы проходили на лекции. В любом случае, и там и там 6 схем, совпадают 4 схемы (а, в, д, е). 1 рисунок – методичка. Структурные схемы ТЭЦ приведены на рис. 3. Если мощность местной нагрузки 6–10 кВ не менее 50% установленной мощности, а мощность агрегатов 30–60 МВт, то целесообразны схемы "а", "б". При наличии местной нагрузки на двух напряжениях применяются схемы "в" и "г". Если мощность местной нагрузки менее 30% установленной мощности генераторов ТЭЦ, используются схемы "д". На рис. "е" показана комбинированная схема с РУ ГН и блоками. Номинальное напряжение современных генераторов теплофикационных блоков мощностью более 100 МВт составляет 13,8…18 кВ, и, следовательно, местная нагрузка 6–10 кВ может быть присоединена к этим блокам только через понижающей трансформатор, включенный между генераторным выключателем и блочным трансформатором или через трёхобмоточные трансформаторы. 2 рисунок. Что было на лекции. Схему б используют, когда Pнагр 110 > Pнагр 35. Схему в используют, когда Pнагр 110 ≈ Pнагр 35. Схему г используют, когда Pнагр 10 ≤ 30% от Pг ном. К тому же, в первых трёх схемах могут быть применены генераторы мощностью 30, 60, 100 МВт, так как их номинальное напряжение 6,3…10,5 кВ. Более мощные генераторы имеют большее напряжение, поэтому для выдачи мощности целесообразно их присоединение в виде блоков (схемы г–е). Трансформаторы связи между РУ выбираются так же по режимам максимальных и минимальных нагрузок, а также аварийным режимам при отключении одного генератора. Причём имеются в виду как трансформаторы между РУ СН и РУ СН, так и между РУ ГН и РУ ВН. Выбор ТСН и РТСН для блочной части аналогичен схемам КЭС. Для неблочной части 1 РТСН на 6 генераторов. Количество ТСН, как правило, равно количеству генераторов. ТСН и РТСН подключаются на генераторное напряжение. Почему выделил красным РТСН? Потому что мы его никогда не подключаем к генераторному напряжению, мы всегда его подключаем на распределительное устройство повышенного напряжения, а не генераторного. Иначе в чём прикол РТСН? Более того, в примере, что мы разобрали на лекции, мы РТСН подключали к РУ 110 кВ. То есть, я хочу сказать, что Васильева, походу, оговорилась. Дальше, как обычно, пример, который я заебался писать. Дано: газовая ТЭЦ, генераторы 4х60 МВт, РУ ГН – 10,5 кВ: Pmin=80 МВт, Pmax=100 МВт. РУ ВН 110 кВ. Выбор генераторов: выбираем по активной мощности (60 МВт) и турбогенераторы. Г1–Г4: ТВФ–60–2. Pном=60 МВт; cosφном=0,8; Uном=10,5 кВ. Значит Sном=75 МВА Выбор ТСН: Sc.н.=5% от SГ. Sc.н.= 0,05·75=3,75 МВА; Выбираем по полной мощности, по напряжению низкой (потребители от ТСН обычно имеют напряжение 6 или 10 кВ) и высокой стороны (номинальное напряжение генератора). ТМ–4000/10 Uном.ВН=10,5 кВ РТСН тоже на 4000, но уже напряжение на 110. Она не говорила какой именно, в справочнике подобрать можно. Выбор блочного трансформатора: SТ.бл. ≥ SГ- Sc.н. SТ.бл. ≥ SГ- Sc.н.=75-3,75=71,25 МВА; Т3–Т4 можно выбрать сразу: ТДЦ–80000/110; Выбор Т1–Т2: (для нахождения полной мощности нагрузки будем использовать косинус фи равный номинальному косинусу фи генератора). a) Режим минимальных нагрузок (Sнаг.min) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑖𝑛 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = 2 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 80 = 42,5 МВА 0,8 б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑎𝑥 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = 2 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 100 = 17,5 МВА 0,8 в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑖𝑛 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = (75 − 3,75) − 𝑖=1 80 = −28,75МВА 0,8 г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.max 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑎𝑥 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = (75 − 3,75) − 𝑖=1 100 = −53,75 МВА 0,8 Знак означает, откуда куда перетекает мощность. "+" – S течёт от ГН к ВН. "-" – S течёт от ВН к ГН. У нас должно быть два трансформатора (nАТ = 2), поэтому: Sном ≥ 53,75 1,4(nАТ −1) = 38,4 МВА. И тогда Т1 и Т2 будут каждый ТДН–40000/110. А если бы мы выбрали такую, что три генератора были бы подключены к РУ ГН, а один генератор был бы блочным, тогда Т4 остался бы таким же, как и до этого, но чтобы выбрать Т1–Т2 (или Т1–Т3 при трёх трансформаторах) пришлось бы пересчитать режимы: a) Режим минимальных нагрузок (Sнаг.min) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑖𝑛 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = 3 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 80 = 113,75 МВА 0,8 б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max) 𝑛 𝑆расч.𝑚𝑎𝑥 = ∑(𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = 3 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 100 = 88,75 МВА 0,8 в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑖𝑛 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑖𝑛 = 2 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 80 = 42,5 МВА 0,8 г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.max 𝑛−1 𝑆расч.ав.𝑚𝑎𝑥 = ∑ (𝑆г.𝑖 − 𝑆с.н.𝑖 ) − 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 = 2 ⋅ (75 − 3,75) − 𝑖=1 100 = 17,5 МВА 0,8 Знак означает, откуда куда перетекает мощность. "+" – S течёт от ГН к ВН. Как видно, нет ничего с отрицательным знаком. Но при этом максимум стал больше. Пусть у нас должно быть два трансформатора (nАТ = 2), поэтому: Sном ≥ 113,75 1,4(nАТ −1) = 81,25 МВА. И тогда Т1 и Т2 будут каждый ТДЦ–80000/110. Пусть у нас должно быть три трансформатора (nАТ = 3), поэтому: Sном ≥ 113,75 1,4(nАТ −1) = 40,625 МВА. И тогда Т1, Т2, Т3 будут каждый ТДН–40000/110. Как видно, мы выбрали трансформатор мощности чуть-чуть меньше необходимой. Так можно делать. Потому что в нормальном режиме наш трансформатор всё равно будет недогружен. А вот при аварии он действительно будет перегружен больше чем на 40%. Это нехорошо конечно. Также смотрят на двухступенчатый график нагрузки, чтобы можно было точнее оценить, на сколько процентов и как долго будет перегрузка трансформатора. С первого взгляда кажется, что второй вариант схемы (когда 3 генератора на РУ ГН и 1 блочный) дешевле. Мы можем обойтись тремя трансформаторами, а не четырьмя. К тому же надо будет меньше выключателей, меньше проводов и т.д. Однако, есть загвоздка. Примерно так выглядит РУ ГН. (слева, где ЛР, видимо, измерительная часть). И у нас целых три генератора на РУ ГН. И значит, у нас появляется третья секция на РУ ГН, это дороговато, потому что мы добавляем опять выключатель и ещё токоограничивающий реактор. Так что при выборе между двумя рабочими схемами нужно потом считать технико-экономические затраты. Лекция 9. Структурные схемы ГЭС и АЭС Особенности схем ГЭС 1) Проектируют на всю располагаемую мощность, последующее расширение практически исключается. 2) На равнинных реках напор воды небольшой, а расход воды большой. Поэтому устанавливают много гидротурбин небольшой единичной мощности. 3) Схемы крупных ГЭС строят по блочному принципу подобно схемам КЭС. 4) РУ повышенных напряжений связывают автотрансформатором, к обмотке низшего напряжения может быть подключён генератор (так делают часто, так как мы пытаемся экономить место на ГЭС). 5) Схемы ГЭС с выдачей мощности на генераторном напряжении подобны схемам ТЭЦ с РУ ГН (обычно ГЭС малой мощности (до 25 МВт) и средней мощности (до 50 МВт)). 6) ГЭС часто сооружают в местах со сложной топографией, поэтому применение укрупнённых и объединённых блоков создаёт лучшее условие для размещения оборудования и уменьшает капитальные затраты. В качестве примера мы рассматривали схему Воткинской ГЭС. Там 10 генераторов по 115 МВт; Т1 это ТРДН–300000/110; Т2 это ТРДН–300000/220; АТ1–АТ2 это АТДЦТН–300000/220/110; АТ3–АТ4 это 3хАОДЦТН–167000/500/220. Особенности схем АЭС 1) АЭС оснащаются турбогенераторами большой единичной мощности. Применяются схемы с блоками, аналогичные схемам КЭС. Блоки, как правило, подключаются к РУ 330 кВ и выше. 2) РУ повышенных напряжений связывают автотрансформаторами. При этом обмотка НН, как правило, остаётся неподключенной. 3) В случае 2х блоков (генератор + трансформатор), относящихся к 1му реакторному блоку (энергоблоку?), их подключают к одному РУ. 4) На АЭС либо 1, либо 2 ТСН на блок. И на каждые 2 энергоблока ставят 1 комплект РТСН. Примеры, как бывает всё: 1) ВВЭР–440: 2хТВВ–220 МВт 2) РБМК–1000: 2хТВВ–500 МВт На лекции мы пунктиром рисовали красные выключатели, но я, если честно, прослушал почему. 3) ВВЭР–1000: 2хТВВ–500 МВт или 1хТ3В–1000 МВт; 330 кВ 500 и 750 кВ 4) ВВЭР–1200: 1хТ3В–1200 МВт. Лекция 10. Схемы распределительных устройств со сборными шинам Для связи электрооборудования сооружаются распределительные устройства. Распределительное устройство (РУ) – сооружение, которое предназначено для приёма и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержит коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, измерительные трансформаторы, устройства релейной защиты и автоматики, измерений и контроля. На электростанции или подстанции, как правило, сооружается несколько РУ, которые связаны через трансформаторы (автотрансформаторы). Различают РУ высшего, среднего, генераторного напряжений, РУ собственных нужд. РУ выполняют открытого исполнения (ОРУ), в котором оборудование расположено на открытом воздухе, и закрытого исполнения (ЗРУ), в котором оборудование расположено в специальном здании. ОРУ и ЗРУ могут быть комплектными для внутренней установки (КРУ) и для наружной установки (КРУН). Такие РУ состоят из полностью или частично закрытых шкафов со встроенными в них коммутационными аппаратами, сборными шинами, измерительными трансформаторами, устройствами релейной защиты. В последние годы при новом строительстве и реконструкциях во многих случаях отдаётся предпочтение комплектным распределительным устройствам с элегазовой изоляцией – КРУЭ. Основные элементы КРУЭ заключены обычно в алюминиевые газоплотные кожухи (блоки), заполненные элегазом, что обеспечивает модульный принцип построения. Основное электротехническое оборудование электрических станций и подстанций и коммутационные аппараты соединяются проводниками, образующими токоведущие части. Система проводников, служащая для приёма и распределения электроэнергии, названа сборными шинами. Сборные шины применяются в тех случаях, когда число источников питания и отходящих линий не одинаково. Применение сборных шин предусматривает возможность дальнейшего расширения распределительного устройства, обеспечивает большую универсальность режимов его работы. Схема с одной системой сборных шин При рассмотрении свойств различных схем допустимо не показывать подключение измерительных трансформаторов тока и напряжения, а изображать только источники питания, коммутационные аппараты (выключатели, разъединители), отходящие линии. На рис. 2.2 приведён фрагмент схемы, где изображены 2 генератора, работающие параллельно на сборные шины (СШ). От шин отходят линии для питания потребителей. Таким образом, согласно определению, с помощью сборных шин электроэнергия, принимаемая от источников, распределяется между потребителями. Например, при мощности генераторов 60 МВт, суммарная мощность потребителей без учёта расхода на собственные нужды может составлять 120 МВт. Ввиду того, что пропускная способность кабельных линий для распределительных сетей 10 кВ составляет не более 5 МВт, число отходящих линий должно соответствовать 120 МВт / 5 МВт = 24. Без сборных шин не обойтись. Схема проста и наглядна. Число выключателей равняется числу присоединений, в каждой цепи кроме выключателя предусмотрена установка шинного (примыкает к сборным шинам) и линейного разъединителей, обеспечивающих отделение выключателя от других частей схемы во время ремонта. Схема экономична ввиду сравнительно малого количества выключателей и наличия только одной системы шин, однако достаточно ненадёжна. При анализе вариантов схем РУ рассматривают нормальный режим и надёжность схем в следующих случаях: - короткое замыкание на сборных шинах, - ремонт сборных шин и шинных разъединителей, - ремонт выключателей. В нормальном режиме все выключатели и разъединители включены. При коротком замыкании на сборных шинах все выключатели должны быть отключены устройствами релейной защиты, что приводит к полному погашению схемы и отключению всего оборудования и потребителей. При ремонте системы шин и шинных разъединителей также необходимо полное отключение схемы. При ремонте выключателя отключают цепь, где установлен выключатель. Схема применяется очень редко и только при одном источнике питания. Схема с одной секционированной системой сборных шин Широкое распространение на электрических станциях и подстанциях получила схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем. Сборные шины делят на секции, при этом число секций, как правило, равно числу источников питания. Отходящие линии распределяют равномерно между секциями. На схеме рис. 2.3 источники питания Г1 и Г2 подключены к разным секциям сборных шин с помощью выключателей и разъединителей. Секции можно электрически соединить с помощью секционного выключателя (ВС). В нормальном режиме ВС включен, что обеспечивает параллельную работу источников питания на общую нагрузку. Параллельная работа источников питания имеет преимущества с точки зрения надёжности, потерь мощности и электроэнергии. В числе достоинств схемы – наглядность и простота. Однотипность операций с разъединителями снижает аварийность из-за неправильных действий персонала. Например, для отключения линии Л1 необходимо отключить В1, для ремонта Л1 необходимо отключить В1 и создать видимый разрыв разъединителем Р1. При выводе в ремонт В1 – отключить В1, шинный и линейный разъединители Р1 и Р2. Схема экономична (экономичность оценивается числом выключателей и сборных шин). Кроме того, в такой схеме можно резервировать питание потребителей, подключая их к разным секциям (в случае, когда электропитание одного потребителя выполнено по нескольким линиям). Рассмотрим особенности схемы с точки зрения надёжности. При коротком замыкании на сборных шинах (т. К1) отключаются выключатели В1, В2, В3, ВС, что приводит к обесточиванию лишь одной секции. Однако авария в секционном выключателе приводит к полному погашению схемы. Ремонт системы шин и шинных разъединителей проводится посекционно, из-за чего теряется только одна секция. При ремонте выключателя аналогично предыдущей схеме требуется отключение цепи ремонтируемого выключателя. При ремонте секционного выключателя секции работают раздельно. Схема более надёжна сравнительно с предыдущей, особенно при большом числе секций, широко применяется на ТЭЦ, на ГЭС небольшой мощности. Секционный выключатель включен, и секции работают параллельно. При большом числе секций для создания для крайних и средних секций одинаковых условий эксплуатации одиночная секционированная система сборных шин может быть замкнута в кольцо с помощью дополнительного выключателя между крайними секциями. Схема также используется на низшем напряжении подстанций и в РУ собственных нужд, при этом секции в нормальном режиме работают, как правило, раздельно для ограничения величины токов короткого замыкания. Схема с двумя системами сборных шин Для повышения надёжности питания потребителей применяется схема с двумя системами сборных шин. На рис. 2.4 показан фрагмент оперативной схемы с изображением фактического положения коммутационных аппаратов. Каждый элемент в схеме подключатся через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу на одной или другой системе шин. В каждой цепи по одному выключателю. В нормальном режиме все цепи включены на одну систему шин, которая в этом случае является рабочей. Другая система шин – резервная. Разъединители Р1, Р3, Р5, Р7 замкнуты, Р2, Р4, Р6, Р8 – разомкнуты. Системы шин могут быть соединены шиносоединительным выключателем ВШС, который в нормальном режиме отключен, Р9 и Р10 также отключены. Схема сложнее в эксплуатации сравнительно со схемой с одной системой шин, но также экономична. Короткое замыкание на рабочей системе шин СШ1 сопровождается отключением выключателей В1, В2, В3, В4, что приводит к полному погашению схемы. Далее восстанавливают работу схемы переводом присоединений на резервную систему шин СШ2, для чего отключают Р1, Р3, Р5, Р7, включают Р2, Р4, Р6, Р8. затем снова включают В1, В2, В3, В4. Перерыв в питании потребителей определяется временем оперативных переключений. Плановый ремонт системы шин и шинных разъединителей выполняется без перерыва питания потребителей благодаря определенной последовательности переключений. Для вывода в ремонт СШ1 необходимо с помощью ВШС подать напряжение на СШ2, для чего включают Р9, Р10, ВШС. Обе системы шин оказываются под одним напряжением. Включают Р2 и отключают Р1, и так поочередно операции повторяют с парами разъединителей каждого из переводимых присоединений, соответственно: Р4 и Р3, Р6 и Р5, Р8 и Р7. Во избежание разрыва разъединителем цепи с током предусмотрена блокировка, запрещающая отключение одного из указанных разъединителей при отключенном другом. После переключений на СШ2 отключают ВШС и разъединители в его цепи. С СШ1 снято напряжение. В такой схеме необходимо строгое соблюдение последовательности переключений. Большое количество разъединителей, выполняющих роль оперативных аппаратов, может привести к авариям из-за ошибочных действий персонала, например, отключению тока нагрузки разъединителем. Это определяет недостаток схемы. Ремонт выключателя приводит к отключению цепи ремонтируемого выключателя. В целом схема является экономичной, достаточно надёжной, широко применяется в распределительных устройствах разных напряжений (в РУ ГН, в РУ повышенных напряжений до 220 кВ). Схема с двумя системами сборных шин, одним выключателем на цепь с фиксированным присоединением В нормальном режиме работы (рис. 2.5) обе системы шин находятся под напряжением (рабочие), и все присоединения распределены между ними равномерно, т.е. применено чередование мест присоединений (фиксированное присоединение). Разъединители Р1, Р4, Р5, Р8 – включены, Р2, Р3, Р6, Р7 – отключены, ШСВ и разъединители в его цепи включены. Схема похожа на схему с одной секционированной системой сборных шин. Короткое замыкание на сборных шинах приводит к потере одной системы шин, что соответствует приближённо половине мощности присоединений. Устройствами релейной защиты отключаются выключатели В1 и В3 присоединений, работающих на СШ1, и ВШС. Для восстановления питания потерянных присоединений отключают Р1 и Р5, включают Р2 и Р6, и далее включают В1 и В3. Плановый ремонт системы шин и шинных разъединителей осуществляется без перерыва питания потребителей. Переключения производят по аналогии с предыдущей схемой. Ремонт выключателя сопровождается отключением одной цепи. Схема также применяется в РУ ГН, в РУ повышенных напряжений до 220 кВ. Схема с двумя системами сборных шин, одна из которых секционирована выключателем (на лекции не было, но сказала посмотреть) Объединим схему с одной секционированной системой шин и схему с двумя системами шин, получим схему, показанную на рис. 2.6. Генераторы Г1 и Г2 присоединены на СШ1, которая секционирована выключателем ВС. Вторая система шин СШ2 является резервной. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительным выключателем ВШС1 и ВШС2, которые в нормальном режиме отключены. В такой схеме увеличено число выключателей, что удорожает схему и в то же время делает её более надёжной. При коротком замыкании на СШ отключается одна секция, после оперативных переключений питание может быть восстановлено. Вместо первой секции 1с, например, будет использована СШ2, параллельная работа со второй секцией 2с будет восстановлена через ВС (на рисунке цепь показана пунктиром). Плановый ремонт СШ и шинных разъединителей проводится посекционно без перерыва питания (порядок выполнения операций рассмотрен в 2.3.3). Ремонт выключателей возможен только при отключении цепи. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин Во всех ранее рассмотренных схемах ремонт выключателя сопровождался отключением цепи присоединения. Для системы шин генераторного напряжения это не существенно, так как отключение линейного выключателя приводит к потере 3 - 5 МВт, а ремонт генераторного выключателя совмещают с ремонтом генератора. Пропускная способность линий ВН велика, и в таких схемах при ремонте выключателей может быть отключена большая мощность. Согласно ПУЭ ремонт выключателя 110 кВ и выше, как правило, не должен приводить к отключению цепи. Поэтому для РУ 110 кВ и выше с большим числом присоединений может применяться схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис. 2.7). В нормальном режиме работы СШ1 – рабочая, СШ2 – резервная, т.е. все цепи подключены к СШ1. Разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин РО1, РО2, РО3 отключены, обходной выключатель ВО – отключен, обходная система шин ОСШ находится без напряжения. Выключатель ВО может быть использован для замены любого другого выключателя, поэтому для исключения перерыва питания потребителей ремонт выключателей следует производить поочередно. Для вывода в ремонт выключателя необходимо произвести следующие операции: - проверить исправность ОСШ (подать напряжение и опробовать на отсутствие повреждений): включить Р8 и РО3 и ВО; при исправности ОСШ отключить ВО; - для ремонта, например, В1 в цепи трансформатора Т, необходимо включить РО1 и ВО, создаётся две параллельные цепи от Т до шин через В1 и ВО. - теперь В1 можно отключить, отключить разъединители Р3, Р2 и с соблюдением всех правил техники безопасности вывести в ремонт В1, в это время трансформатор остаётся подключенным к рабочей СШ (цепь через ВО показана пунктирной линией). Необходимо отметить, что также требуются переключения в цепях релейной защиты, которые в данных разделах не рассмотрены. Недостатки такой схемы: - необходимость установки ШСВ и ОВ, большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ; - большое количество операций с разъединителями усложняет эксплуатацию РУ. Схема с одной рабочей и обходной системой сборных шин На повышенном напряжении возможно применение схем РУ с одиночной секционированной и обходной системой шин (рис. 2.8). В этой схеме также соблюдается требование ремонта и опробования выключателей без перерыва питания. В схеме рис. 2.8 а) в нормальном режиме обходная система шин (ОСШ) находится без напряжения. Разъединители, соединяющее Л и Т с ОСШ, отключены (РО1, РО2, РО3, РО4). Выключатели ВО1 и ВО2 могут соединять секции с ОСШ, в нормальном режиме они отключены. Вывод в ремонт выключателя присоединения выполняется аналогично описанию схемы с двумя рабочими и ОСШ. На рис. 2.8 б) дана та же схема, но секции конструктивно расположены в два ряда, и применён один обходной выключатель на две секции, присоединённый к секциям сборных шин через два разъединителя. Включается разъединитель на ту секцию, где производят ремонт выключателя. Все рассмотренные схемы имели один выключатель на цепь, они экономичны. Схемы с одним выключателем на цепь применяют в РУ напряжением до 110, 220 кВ. При более высоком напряжении пропускная способность линий увеличивается, мощность источника питания больше. Для повышения надёжности таких схем применяют увеличенное количество выключателей. Схема со сборными шинами и двумя выключателями на присоединение На напряжении 220 кВ и более для повышения надёжности схем применяют увеличенное количество выключателей. На рис. 2.9 показана схема с двумя системами шин и двумя выключателями на присоединение. Обе системы шин находятся под напряжением и являются рабочими, каждая цепь подключена к системе шин через развилку из двух выключателей. В нормальном режиме все выключатели и разъединители включены. При коротком замыкании на сборных шинах, например СШ1, отключаются выключатели, связывающие присоединения с повреждённой системой шин (B1, В2). Однако работа не нарушается благодаря подключенному состоянию присоединений выключателями В3 и В4 ко второй системе шин СШ2. Для планового ремонта системы шин и шинных разъединителей необходимо вывести соответствующую систему шин в ремонт, выполнив переключения, аналогично схеме с одной системой шин. Ремонт выключателя не требует отключения цепи присоединения. Схема надёжна, однако ввиду дороговизны из-за большого количества выключателей не получила большого распространения (например, такая схема частично применена на Красноярской ГЭС). Схема с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на два присоединения Капитальные вложения в схему с двумя выключателями на присоединение можно уменьшить, сохранив все её основные преимущества, если через три выключателя к двум сборным шинам подключить два присоединения. Схема с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на две цепи, получившая название «полуторной», применяется в РУ 330, 500, 750 кВ. Как видно из рис. 2.10, на шесть присоединений необходимо 9 выключателей, т.е. на каждое присоединение - «полтора» (3/2) выключателя. В нормальном режиме работы каждое присоединение включено через два выключателя, обе системы шин находятся под напряжением. Выключатели BI1, BI2, BI3 называют выключателями первого ряда, BII1, BII2, BII3 - выключатели второго ряда и BIII1, BIII2, BIII3 - выключатели третьего ряда. Для отключения линии Л1 необходимо отключить два выключателя BII1 и BIII1, для отключения трансформатора Т1 – BI1 и BIII1. При коротком замыкании на сборных шинах, например, в точке К1, релейной защитой будут отключены выключатели первого ряда, что вызовет обесточивание первой системы шин, но все присоединения останутся в работе. При равенстве числа источников питания и линий работа всех цепей сохраняется даже при отключении обеих систем шин, при этом может лишь нарушиться параллельная работа на повышенном напряжении. Ремонт системы шин и шинных разъединителей также выполняется без отключения присоединений. Вывод выключателя в ремонт выполняется отключением выключателя и разъединителей с обеих сторон выключателя без перерыва питания для присоединений. Схема является более экономичной сравнительно со схемой, имеющей два выключателя на присоединение, поэтому применяется широко. К числу недостатков следует отнести следующее: - ресурс работы выключателей в таких схемах меньше за счёт необходимости выполнять операции двумя выключателями для отключения присоединения; - схема не абсолютно надёжна, так как при наложении некоторых режимов возможны отключения присоединений. Так, одним из возможных наложений режимов является ремонт выключателя BIII2 и повреждение в цепи трансформатора Т1 (точка К2). BIII2 - отключен. Релейная защита при коротком замыкании в Т1 должна отключить выключатели BI1 и BIII1. Т1 - отключен, Т2 остался в работе. Однако при отказе BI1 работает устройство резервирования отказов выключателей (УРОВ), формирующее управляющие воздействия на все выключатели первого ряда, что приведёт к отключению Т2 и потере всех источников питания (если 2 цепи). Если цепей более двух также будет потерян один исправный источник питания. Таким образом, в полуторной схеме при симметричном расположении присоединений в сложной аварии могут быть потеряны одноименные элементы (источники питания или линии). Для повышения надёжности схемы применяют чередование присоединений, когда одноименные элементы присоединяют к разным системам шин (рис. 2.11). При таком сочетании в случае повреждения любого элемента или сборных шин при одновременном отказе в действии любого из выключателей и ремонте выключателя другого присоединения отключается не более 1 линии и одного источника питания. Так, например, при ремонте BIII2, к.з. на Л1 и отказе в работе BII1 отключаются выключатели BII1, BII2, BII3 в результате чего кроме повреждённой линии будет отключен Т2. Схема с чередованием присоединений более надёжна, но конструктивно сложнее. Недостатки полуторных схем: - отключение повреждённого элемента двумя выключателями, что снижает ресурс их работы; - удорожание конструкции РУ при нечётном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя; - усложнение цепей РЗА; - большое количество выключателей в схеме. Необходимо сказать о назначении разъединителей в цепях присоединений. При длительных отключениях, например ремонтах линий или трансформаторов, элемент отключается двумя выключателями, затем отключается разъединитель элемента (например, Р4 на Л1), а выключатели снова включаются, что повышает надёжность оставшейся схемы. Конструктивно схемы «3/2» выполняются не только с трёхрядным расположением выключателей, но и однорядным и двухрядным (значительно реже). Это когда выключатели рисуются не вертикально, а горизонтально. Схема с двумя системами сборных шин и четырьмя выключателями на три присоединения Схема «4/3» (рис. 2.12 а) имеет все достоинства полуторной схемы и более экономична (1,33 выключателя на присоединение). Режимы работы схемы аналогичны, и также при сложных авариях возможны отключения неповреждённых элементов. Конструкция ОРУ по такой схеме достаточно компактна, экономична в обслуживании, если принять компоновку с двухрядным расположением выключателей (рис. 2.12 б). Применяется и однорядное расположение выключателей в схемах с КРУЭ. Нередко на электрических станциях и подстанциях применяют рассмотренные схемы с неполными ячейками, получается комбинация схем. Например, при числе присоединений равном 5, целесообразно сделать ячейку «4/3» и неполную на два присоединения (фактически схему «3/2» с двухрядным расположением выключателей) полуторную схему, комбинированную со схемой «4/3». Лекция 11. Блочные схемы электрических цепей Блок – это последовательное соединение элементов без поперечных связей между одноименными элементами. Применяют следующие блочные схемы выдачи электроэнергии: генератор-трансформатор, трансформатор-линия, генератортрансформатор-линия. Блочные схемы просты в эксплуатации и содержат меньшее количество коммутационных аппаратов. К числу недостатков относится необходимость только совместной работы элементов, что определяет меньшую надёжность таких схем сравнительно со схемами, имеющими сборные шины. Блочные схемы «генератор – трансформатор» При установке на электрической станции мощных генераторов нецелесообразно присоединять их к генераторному распределительному устройству (ГРУ). Это привело бы к значительному увеличению токов короткого замыкания, к утяжелению и удорожанию аппаратуры ГРУ. Кроме того, мощные генераторы имеют напряжение 13,8 – 24 кВ, а питание потребителей от ГРУ обычно осуществляется на напряжении 6-10 кВ. Поэтому целесообразно присоединение мощных генераторов к РУ высшего напряжения в виде блоков. Блоки «генератор-трансформатор» выполняют одиночными (а), объединёнными (б), укрупнёнными (в, г). Каждый генератор соединяется с повышающим трансформатором, и РУ предусматривается только на высшем напряжении (рис. 2.13, а). Ранее выключатели на генераторном напряжении не устанавливали, включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производилось выключателем на высшем напряжении (В1, В4). Однако в настоящее время применяют выключатели и на выводах генератора. Это обеспечивает большую надёжность электроснабжения собственных нужд. Наличие генераторного выключателя (В2, В3) позволяет осуществлять как пуск генератора без использования пускорезервного трансформатора собственных нужд, так и питание собственных нужд при повреждении в самом генераторе. Питание на шины собственных нужд подаётся через блочный трансформатор и рабочий трансформатор собственных нужд. Кроме того, применение генераторного выключателя снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения (110-750 кВ), что особенно важно в схемах «3/2» и «4/3» выключателя на цепь, в которых коммутация присоединения выполняется двумя выключателями. С другой стороны, наличие генераторного выключателя, как отдельного элемента, понижает безотказность самого блока. Схема применяется для блоков мощностью 100 МВт и более. С целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330- 750 кВ применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1 (рис. 2.13, б). При повреждении в трансформаторе Т1 отключаются В1, В3 и В2, затем отключают Р1, а В1 и В3 включают. Надёжность объединённого блока сравнительно с одиночными меньше, но выше чем у укрупнённого блока. Самым экономичным и наименее надёжным является укрупнённый блок. При такой схеме два генератора работают на один трансформатор (рис. 2.13 в, г). Применение трансформатора с расщеплённой обмоткой низшего напряжения позволяет снизить уровень токов короткого замыкания в сети генераторного напряжения. Недостатком схемы является то, что при повреждении в трансформаторе теряются оба генератора. Блочные схемы «генератор-трансформатор-линия» Блочные схемы «генератор-трансформатор-линия» применяются, когда число линий равно числу блочных трансформаторов. Линии высшего напряжения присоединяются к ближайшей районной подстанции, распределительное устройство высшего напряжения на электростанции не сооружается. Выключатели устанавливают на генераторном напряжении В1 и удалённом конце линии В2 (рис. 2.14, а), в цепи линии на электростанции выключатель может не устанавливаться. При повреждении в точке К1 сработает релейная защита генератора, отключит В1 и (при отсутствии В3) передаст отключающий импульс на выключатель В2. Отключающий импульс на В2 подаётся по специальному кабелю, оптико-волоконной связи или по ВЧ каналу линии ВН. Надёжность снижается, а релейная защита линии не чувствительна к повреждениям в трансформаторе, поэтому необходимо установить выключатель на ближнем конце линии В3. Для улучшения экономических показателей схемы вместо В3 устанавливали короткозамыкатель (рис. 2.14, б). При коротком замыкании в генераторе релейная защита генератора действует на нож короткозамыкателя, который замыкает свои контакты, создавая тем самым искусственное короткое замыкание (в точке а), являющееся электрически более близким к релейной защите линии. Релейная защита линии формирует импульс на отключение В2. Установка короткозамыкателя вместо выключателя практиковалась в блочных схемах небольшой мощности. Схема блока «трансформатор-линия» Схема блока «трансформатор – линия», используется на подстанциях (рис. 2.15, а). Применяются также блоки с ремонтными неавтоматическими перемычками (рис. 2.15, б). В период строительства электрических сетей высокими темпами на подстанциях 110 кВ (частично 35 и 220 кВ) использовали упрощённые схемы с отделителями и короткозамыкателями вместо выключателей на высшем напряжении подстанций. Эти аппараты обладают определенными конструктивными и эксплуатационными недостатками. В настоящее время на вновь сооружаемых подстанциях от таких схем отказались, а при реконструкции существующих подстанций отделители и короткозамыкатели заменяют выключателями. СХЕМЫ МОСТИКОВ И МНОГОУГОЛЬНИКОВ Схемы мостиков Скажу сразу, что на самом деле есть мостик с 5ю выключателями. То есть когда есть выключатели и на линиях и на трансформаторе. А схему с тремя выключателями (которая у нас сейчас) Лапидус называет "экономичный мостик". При двух линиях и двух трансформаторах может быть применена схема мостика. Схема может быть выполнена в двух вариантах (рис. 2.16). В схеме (рис. 2.16, а) установлена перемычка с выключателем В3 в сторону линий. Схема позволяет легко отключать трансформаторы. При повреждении в Т1 отключается В1, и Л1 продолжает работать от Т2 через В3. При повреждении в Л1 отключаются В3 и В1, затем отключают Р1 и снова включают В1 и В3. В схеме (рис. 2.16, б) легко производить отключение линии, но для вывода в ремонт одного из трансформаторов, например, Т1, необходимо отключить два выключателя (В1 и В3) и оставить линию без напряжения на время оперативных переключений (отключают Р1 и включают В1 и В3). Для отключения линии: отключают В1, Т1 остаётся в работе. Таким образом, при частых отключениях линии применяют схему (б) (в местах, где частые грозовые перенапряжения). Схема (а) применяется, когда требуется часто отключать трансформатор, т.е. при неравномерном графике нагрузки. Схемы мостиков применяют в основном при напряжении 35 кВ или 110 кВ на подстанциях и ГЭС. Для трех линий и 2-х трансформаторов можно применить двойной мостик (рис. 2.17). Схемы мостиков являются экономичными, так как число выключателей меньше числа присоединений. Схемы квадрата и многоугольника Для удобства отключения линий и трансформаторов необходимо применить две перемычки, получается схема квадрата (рис. 2.18). Эта схема является кольцевой. Выключатели соединяются, образуя кольцо, каждый элемент присоединяется между двумя соседними выключателями. В схеме квадрата четыре выключателя на четыре присоединения, поэтому схема является экономичной, в то же время надёжной и гибкой. Ремонт выключателей производят без перерыва питания, отключение одного присоединения не приводит к отключению других. Схема наглядна и проста. Для того, чтобы при наложении событий (например, на рис. 2.18, а) при ремонте выключателя В1 происходит короткое замыкание на Т2, отключаются В4 и В2, отключается исправный Т1) не происходило полное погашение схемы, применяют чередование присоединений по вершинам квадрата (рис. 2.18, б). При ремонте В1 и коротком замыкании на Т2 отключаются В3 и В2, теряется дополнительно только Л1. Т1 и Л2 остались в работе, что сохранило половину мощности электроустановки. Аналогичным образом можно выполнить схемы треугольника, пяти- и шестиугольника (рис. 2.21). Общим недостатком схем многоугольников является сложность расширения установки (по сравнению со схемами со сборными шинами), в целом небольшое число присоединений. Схемы получили распространение на ГЭС для РУ 110-500 кВ и на подстанциях на напряжениях 220-750 кВ. Возможные варианты расширения схем Имея квадрат с двухрядным расположением выключателей, добавляем одну линию (рис. 2.19) и получаем схему трансформаторы-шины. Для отключения линии необходимо отключить два выключателя, а для отключения трансформатора три выключателя. Таким же образом можно подключить ещё одну линию, тогда при повреждении в трансформаторе необходимо отключать четыре выключателя. Дальнейшее расширение схемы не рекомендуется, т.к. согласно отключение линии в РУ 110 кВ и выше должно производиться не более, чем двумя выключателями, а трансформаторов – не более, чем шестью, причём в одном РУ – не более чем четырьмя выключателями. При расширении квадрата на два блока и две линии может быть получена схема двух связанных квадратов (рис. 2.20). Между двумя квадратами - перемычки с выключателями В9 и В10. Для отключения трансформатора требуется отключить три выключателя, а для отключения линии – два выключателя. Ремонт выключателя выполняется без отключения цепи. Схема экономична (10 выключателей на 8 цепей) и надёжна. Возможны комбинации схем, например, схема трансформаторы-шины с подключением линий по полуторной схеме, а трансформаторы подключают к шинам без выключателей. Преобразование цепочки: треугольник → квадрат → пятиугольник → многоугольник может быть применено при конструктивном расположении выключателей в один ряд (рис. 2.21). Также мы на лекции нарисовали какую-то экзотическую схему, которая обозначается 110–9Н. По факту вот она, но на лекции были автотрансформаторы и вид немного другой. Но в любом случае, эта схема точно правильная. Называется она: одна рабочая секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку выключателей. Дальше мы нарисовали пример главной схемы электрических соединений КЭС для примера того же, который мы разбирали во время изучения структурной схемы КЭС. Лекция 12. Схемы подстанций Подстанция (ПС) – электроустановка, предназначенная для приёма, преобразования, распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов, РУ и вспомогательных устройств управления. Классификация ПС 1) По назначению а) Потребительские (для снабжения группы потребителей) б) Системные (для связи частей энергосистемы или для связи энергосистем). Они содержат автотрансформаторы (2 или более). Обмотка НН чаще не используется, но к ней могут быть подключены потребители или ТСН. 2) По напряжению (если используются 2 или более напряжений, то необходимы РУ 2 разных классов напряжений или более) 3) По количеству трансформаторов а) Однотрансформаторные б) Двухтрансформаторные или более 4) По способу присоединения к сети высшего напряжения а) Тупиковая (ЦП – центр питания) 1 или 2 линии; только для питания потребителей б) Ответвительная Тоже 1 или 2 линии; и только для питания потребителей. Обычно на подстанции используют схему мостика для РУ. в) Проходная Это тоже в основном потребительная ПС, но как бы по схеме может быть и системной. Схема для РУ обычно мостик или квадрат. г) Узловая – ПС получает питание более чем по 3м линиям от более чем 2 центров питания. Обычно системные. Структурные схемы ПС 1) 2) 3) Пример главной схемы электрических соединений ПС 330/110/10 кВ Нам дана нагрузка на всех напряжениях. Трансформаторы Т1 и Т2 выбираются по нагрузке на 10 кВ: 𝑆Т1,Т2 ≥ 𝑆нагр 10 кВ 1,4 . Автотрансформаторы АТ1 и АТ2 выбираются по нагрузке на 10 кВ в сумме с нагрузкой на 110 кВ: 𝑆АТ1,АТ2 ≥ 𝑆нагр 10 кВ +𝑆нагр 110 кВ 1,4 . На подстанциях до 220 кВ обычно используют 2 ТСН от РУ НН. Они работают в режиме скрытого резервирования (то есть нет РТСН, а если один ТСН сломается, то его будет заменять второй). Таким образом, обычно ТСН загружен на 50%. Их мощность до 630 кВА. На ПС 330 кВ и выше обычно 3 ТСН. Их мощность до 1000 кВА. Если к обмоткам НН автотрансформатора подключается нагрузка, то используются следующие схемы с ЛРТ (линейный регулировочный трансформатор) и токоограничивающими реакторами. Может быть и сдвоенный реактор с выключателями (ниже) Лекция 13. Конструктивное исполнение распределительных устройств В начале лекции она решила немного объяснить по какому принципу устанавливались мощности силовых трансформаторов. Тут типа все мощности в 10 раз больше предыдущих. И там они изначально все по госту определяются. И они согласованы с номинальными мощностями турбогенераторов. Мощности гидрогенераторов не стандартизированы и там трансформаторы либо берутся с запасом, либо применяют специально изготовленные трансформаторы. Такая шкала унифицирует изготовление оборудования. Коммутационные аппараты Коммутационный электрический аппарат – электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и проведения тока. Что относится к коммутационным аппаратам? Выключатели, разъединители. Есть ещё короткозамыкатели и отделители (но мы их не будем рассматривать). Для примера рассмотрим обычный электрический квартирный щиток (капец щиток новый, а где советский???). Что он из себя представляет? Есть автоматический вводной выключатель (обведён красным), который в случае перегрузки по входной цепи (например включили все бытовые приборы), когда мощность потребляемая нагрузкой становится больше рассчитанной, то срабатывает выключатель и отключает квартиру от напряжения. Это щиток на 0,4 кВ или на 220 В (если входит только фазное напряжение). А эта бандурина – это трёхфазный выключатель на 220 кВ на какой-то подстанции (ВГБУ–220, т.е. Выключатель Газовый Баковый [почему газовый, а не элегазовый? потому что там есть примеси азота для уменьшения температуры сжижения в зимний период], букву У она не объяснила). Это элегазовый баковый выключатель. Так как напряжение больше, то габариты больше, они рассчитаны на большее напряжение. И обязательно должна быть дугогасительная камера, чтобы (вы не догадаетесь) погасить дугу. А ещё для ограничения распространения ионизированных газов и пламени. В баке происходит гашение дуги. А сверху эти "рога" – это вводы выключателя. Вот тут просто ещё одно фото элегазового выключателя. Это всё примеры выключателей для ОРУ (открытого распределительного устройства). Бывают элегазовые не баковые, а колонковые. Выключатель – основной аппарат в электроустановках. Служит для включения и отключения электрической цепи во всех эксплуатационных режимах: нормальный режим, перегрузка, КЗ и др. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ. При размыкании электрической цепи между расходящимися контактами возникает электрический разряд, воздушный промежуток ионизируется, становится проводящим, и в нём возникает электрическая дуга. По способу гашения электрической дуги выключатели бывают: масляные (это старьё, забудьте про них), электромагнитные (тоже мало где уже применяются), воздушные (очень большие и там большое давление воздуха), вакуумные (самые кайфовые, но не на всех напряжениях применяется), элегазовые (универсальные, везде применяются). В эксплуатации применяются все выключатели сейчас, но при реконструкции и строительстве чего-то нового применяются только вакуумные и элегазовые. Масло не применяют, потому что это пожаро- и взрывоопасная среда. Масло разлагается. Для воздушных нужны компрессионные установки и это дорого. Вакуумные выключатели Электрическая дуга гасится в разряженном воздухе (примерно 10-4–10-6 Па). Электрическая прочность вакуума в десятки раз выше прочности воздуха при атмосферном давлении, что создаёт условия для быстрого гашения дуги. Вакуумные применяются на напряжениях 6–110 кВ. На большее напряжение ещё не изобрели. Чаще на 6, 10, 35 кВ. Такие выключатели устанавливаются в ячейки КРУ (комплектное РУ). Основные преимущества: 1) Нет необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды (это воздух). 2) Большой коммутационный ресурс (до 30 лет, в зависимости от вида тока: 25 – 100 (ток КЗ); 30 000 –150 000 (ток нормального режима) циклов). 3) Сравнительно невысокие эксплуатационные затраты, простота эксплуатации. 4) Взрыво- и пожаробезопасность. 5) Высокое быстродействие (20 (48) – собственное время отключения (без гашения дуги) / 30 (58) мс – полное время отключения (до гашения дуги во всех фазах). 6) Бесшумность, отсутствие загрязнения окружающей среды. 7) Небольшие размеры и масса. 8) Лёгкая замена ВДК (вакуумной дугогасительной камеры). 9) Вакуумные выключатели самые простые в мире, проще не бывает. Нет двух пар контактов, там надо просто развести контакты на 1–2 см. Основные недостатки: 1) Контакты могут свариваться в условиях вакуума. Нужны специальные сплавы для контактов (металлокерамика = CuCr) меди 70%, хрома 30%. 2) Ограничен верхний предел тока отключения (до 50 кА). 3) Возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных и емкостных токов. Могут потребоваться специальные меры для защиты от перенапряжений (например устанавливают ОПН в ячейках КРУ). 4) Вакуум тяжело контролировать. 5) Рентгеновское излучение. При коммутации в вакууме образуются рентгеновские лучи. При испытаниях их закрывают стальными листами, а человек стоит на расстоянии 3-5 метров. Иначе будет доза эквивалентная 5 флюжкам. И это свойство более яркое при высоком напряжении. Элегазовые выключатели Элегаз – SF6 – бесцветный газ, имеет прочность в 2–3 раза вышел прочности воздуха, плотность в 5 раз выше плотности воздуха. Напряжения от 6 до 750 кВ. Но так как они дорогие, то если можно применить вакуумные, то лучше ставить вакуумные. Основные преимущества: 1) Является теплоотводящей и изолирующей средой. 2) Большой коммутационный ресурс (в зависимости от вида тока: 40 (ток КЗ); не менее 10 000 (ток нормального режима) циклов), но меньше чем у вакуумных. 3) Взрыво- и пожаробезопасность. 4) Высокое быстродействие (48 / 70 мс), но хуже вакуумного. 6) Высокая отключающая способность (40 – 250 кА). 7) Малый износ дугогасительных контактов. 8) Надёжное отключение малых емкостных и индуктивных токов без возникновения перенапряжений. 9) Возможность создания унифицированных моделей (КРУЭ). Основные недостатки: 1) Необходимы специальные устройства для наполнения, очистки элегаза. 2) Сравнительно высокая стоимость элегаза. 3) Коэффициент ПГП (потенциал глобального потепления) равен 2280, в то время как у СО2, принятого в качестве эталона ПГП=1. То есть элегаз это парниковый газ. 4) На морозах элегаз сжижается и теряет свою коммутационную способность. Это значит, что если выключатель баковый, то его надо обогревать. Если колонковый, то смешивают элегаз с азотом или хладоном (инертным газом) в пропорции 50 на 50, чтобы увести точку росы в зону экстремально арктических температур (сжижался при -35°С, а будет сжижаться при -65°С). 5) Самая дорогая техника, вакуумная дешевле. Характеристики самих выключателей не рассматривали, будем в следующем семе только их смотреть. Разъединители Разъединитель – коммутационный аппарат для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. Используется для создания видимого разрыва между частями электроустановки для обеспечения безопасности. Дальше рисунки с разными типами разъединителей. Там снизу в коробках привод расположен. Распределительные устройства Распределительное устройство (электрическое) — РУ — электроустановка, предназначенная для приёма и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты соединяющие. их сборные шины (секции шин), устройства управления и защиты (ГОСТ 24291-90). РУ выполняют следующих типов: 1) ОРУ – РУ открытого исполнения, в котором оборудование расположено на открытом воздухе, 2) ЗРУ – РУ закрытого исполнения, в котором оборудование расположено в специальном здании, 3) КРУ – комплектное РУ внутренней установки, 4) КРУН – комплектное РУ наружной установки, 5) КРУЭ – комплектное РУ с элегазовой изоляцией 6) ЭГРУ — элегазовое генераторное распределительное устройство. (похоже на КРУ) ОРУ Недостатки: нужно отдельно выбирать все элементы и проверять их. Занимает много площади. Но оно зато более дешёвое. Применяют на 110 кВ и выше. Иногда 35 кВ. КРУ Состоят из полностью или частично закрытых шкафов со встроенными в них коммутационными аппаратами, сборными шинами, измерительными трансформаторами, устройствами релейной защиты. Применяют на 6, 10, 35 кВ. Выключатель и его отсек по середине (коричневый). Снизу кабельный отсек. Сверху отсек сборных шин и для счётчиков, РЗ и т.п. Делают секционированные одинарные сборные шины. И вот тут слева одна секция, справа другая. И они соединяются шинным мостом. Что из себя представляет этот шкаф? Сверху на маленькой схеме шина. Потом идёт выкатной (не уверен, что выкатной, она как-то непонятно про него выразилась) выключатель, потом заземляющий нож, потом измерительный трансформатор тока, дальше выход в кабельную линию. Отсеки огорожены друг от друга для исключения распространения повреждения в другие отсеки. Вот так выглядит выкатываемый выключатель. А это измерительный трансформатор тока. КРУЭ Это пример РУ с 2мя сборными шинами. Такое РУ весьма компактное. Это КРУЭ для схемы 3/2. Это трёхрядное расположение выключателей. Аналогично для схемы 4/3. КРУЭ применяют на 110 кВ и выше. Преимущества КРУЭ: - компактность установки, так как содержит в элегазовой ячейке все основные элементы РУ; уменьшение площади, занимаемой РУ; - высокий уровень заводской готовности, что позволяет сократить сроки монтажа и ввода в эксплуатацию РУ; - надёжность (в ОРУ применяют обходную шину, а в КРУЭ нет, потому что надёжность выше): - безопасность обслуживания вследствие отсутствия доступа к токоведущим частям и к частям с высокой температурой, а также заземления наружных корпусов; - высокий уровень защиты от воздействия окружающей среды. Основные направления применения КРУЭ: - Крупные города с плотной застройкой, высокой стоимостью земли; - труднодоступные районы при сложности сооружения больших по площади и объёму ОРУ (например, из-за влияния рельефа местности, наличия на почве вечной мерзлоты); - районы с сильно загрязнённой атмосферой из-за наличия химических и металлургических предприятий (КРУЭ в закрытом помещении); - береговые районы с солевыми туманами (КРУЭ в закрытом помещении); - гидроэлектростанции в скальном грунте с ограниченным пространством для сооружения РУ. Комплектный токопровод Соединяет генератор и блочный трансформатор. Фазы огорожены для исключения межфазных повреждений. А эту схему мы будем делать в следующем семестре)))
