Тема 6: Режимы работы нейтрали в электроустановках

Нейтралью называется общая точка обмотки генератора или трансформатора соединённой в звезду.

Режим нейтрали – способ ее заземления. Она может быть изолирована от земли, может быть соединена с землей через активные и реактивные сопротивления или быть глухозаземленой.

Режим нейтрали существенно влияет на технико-экономические параметры и характеристики сетей: уровень изоляции, требования к электрооборудованию и средствам защиты от коротких замыканий КЗ и других анормальных режимов, капиталовложений, надежность работы, вопросы техники безопасности и т.п.

Заземление нейтрали, необходимые для работы в электрические сети называется рабочим заземлением. Помимо рабочего заземления существует защитное заземление, выполняются для обеспечения безопасной работы персонала; грозозащитное.

В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на 4 группы:

• сети с неизолированными (изолированными) нейтралями;

• сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями;

• сети с эффективно-заземленными нейтралями;

• сети с глухо заземлёнными нейтралями.

От режима работы нейтрали … однофазного замыкания на землю . Сети в которых называют сетями с малыми токами замыкания на землю (1 и 2 группы), сети с – с большими токами замыкания на землю (сети 3 и 4 группы).

Трехфазные сети с незаземлёнными (изолированными) нейтралями

Это сети у которых нейтрали всех электроустановок не имеют связи с землей. К ним относятся сети напряжением равным 660-1140 кВ, а также сети с напряжением 3,6,10,20,35 кВ. Если токи однофазного замыкания на землю, не превышают значений:

	3,6	10	35
	30	20	10

а) нормальный режим;

б) режим замыкания фазы А на землю;

в) устройство для обнаружения замыканий на зелмлю.

В нормальном режиме зарядный (емкостной) ток фазы имеют малые значения и на загрузку генератора влияния не указывает.

Напряжение фаз симметричны и равны фазному напряжение. Заряженные токи фаз также симметричны и равны между собой. Геометрическая сумма заряженных токов равна нулю.

Если однофазное замыкание фазы С на землю.

Нормальный режим	Аварийные режим

При повреждении изоляции одной из фаз, например, фазы С, возникает однофазное замыкание на землю. В этом случае, напряжение на поврежденной фазе относительно земли равен нулю, а напряжение неповрежденных фаз возрастут в раз, т.е. до величины линейного напряжения.

Зарядный ток поврежденной фазы, обусловленный ее собственной емкостью будет равен нулю, т.к. эта емкость оказывается закороченной ( ). Зарядные токи неповрежденных фаз так же возрастут в раз в соответствии с увеличением напряжения.

То вместе повреждения (ток замыкания на землю ) будет равен геометрической сумме векторов зарядных токов неповрежденных фаз .

оказывается, в 3 раза больше, чем зарядный ток этой фазы в нормальном режиме , что и видно по векторной диаграмме.

Достоинства: треугольник линейных напряжений не искажается, поэтому потребители включены на линейное напряжение продолжают работать нормально.

Недостатки: изоляция электрооборудования должна быть рассчитана на линейное напряжение, однако для напряжения равное 35 кВ и ниже, стойкость усиления изоляции компенсируется повышенной надежностью питания потребителя. Следует учитывать, что однофазное замыкание в сети с изолированной нейтралью может сопровождаться появлением перемещающейся дуги (дуга, которая гаснет и вновь зажигается, при этом возникают перенапряжения, достигающие от 2,5-3,5 . Эти перенапряжения могут привести к пробою изоляции электроустановок и кабельных линий в тех местах где она ослаблена), в месте замыкания и возникновением коммутационных перенапряжений, а также переходом однофазного замыкания (особенно в кабельных сетях) в двух- и трехфазные КЗ, поэтому в сетях с изолированной нейтралью обязательно предусматривают специальное сигнальное устройство, извещающее персонал о возникновение однофазных замыканий на землю. ПУЭ ограничивает время устранения замыкания на землю в пределах 2-х часов. Если токи замыкания на землю превышают, допустимые ПУЭ, пределы их компенсируют частично или полностью.

Трехфазные сети с резонансно-компенсированными нейтралями

Это сети напряжением равным 660-1140,3,6,20,35 кВ у которых нейтраль источника питания сети соединяется с землей через индуктивное сопротивление, выполненное как заземляющий реактор (дугогасящий реактор).

Рис. Трехфазная сеть с резонансно-заземленной нейтралью

где n - коэффициент, учитывающий развитие сети; ориентировочно можно принять n = 1,25; I_C - полный ток замыкания на землю, А; U_Ф - фазное напряжение сети, кВ

Применяются дугогасящие реакторы двух типов:

РЗДПОМ – плунжерного типа с плавным регулирование тока;

РЗДСОМ – со ступенчатым регулированием тока.

Р – реактор

З – заземляющий

Д – дугогасящий

О – однофазный

М – масляный

В нормальном режиме ток через дугогасящий реактор практически равен 0. Пи замыкании на землю фазы, дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает, на ряду с емкостным током , так же индуктивный ток реактора (индуктивный и емкостные токи отличаются по фазе на 180 , поэтому в месте замыкания на землю они компенсируются). Если , то через место замыкания на землю ток протекает …

Таким образом в сетях с компенсированной нейтралью устраняется один из недостатков сетей с изолированной нейтралью (обеспечивается быстрое гашение дуги в месте замыкания на землю, чем устраняется возникновение коммутационных перенапряжений и возможность перехода однофазного замыкания в многофазное КЗ).

Напряжение неповрежденных фаз так же повышается в раз до линейного напряжения, поэтому по остальным свойствам эти сети аналогичные друг другу. Однако допустимое время работы дугогасящих реакторов 6 часов.

Трхфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями

Это сети напряжение 110,220 кВ с заземленной частью нейтрали элемента сети непосредственно(глухо) или через активное или реактивные, полные сопротивления.

Рис. Трехфазная сеть с эффективно-заземленной нейтралью

Достоинства:

- уменьшаются коммутационные перенапряжения (напряжения на неповрежденных фазах не превышают или ), поэтому снижаются требования к изоляции, удешевляется сеть;

- возможно выполнение чувствительной быстродействующей релейной защиты от КЗ;

- уменьшается вероятность появления наиболее тяжелых трехфазных КЗ;

Недостатки:

- при замыкании одной фазы н землю образуется короткозамкнутый контур, через землю и нейтраль ИП с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы, возникает режим КЗ, сопровождающийся протеканием больших токов, длительное протекание которых недопустимо. КЗ быстро отключается с помощью выключатель Q;

- требуется сооружения контурного заземления РУ, которые должен отвести на землю большие токи КЗ;

- в такой сети при большом количестве заземлённых нейтралей ток однофазного КЗ может превысить ток трехфазного КЗ, поэтому диспетчер энергосистемы может дать команду на частичное раземление нейтрали (отключается QS6), т.к. изоляция нейтрали ослаблена ставят ограничитель перенапряжения ОПН для защиты от коммутационных перенапряжений при раземлении и атмосферных при грозе. Если до грозы QS6 был включен, то во время грозы его выключают.

Сети с глухозаземлеными нейтралями

Это сети напряжением 330,500,750,1150 кВ трехпроводные, а также до 1 кВ:660(380), 380(220, 220(127) кВ четырехпроводные.

Рис. Трехфазная сеть с глухозаземленной нейтралью

В такой сети замыкания фазы на землю представляет собой однофазное короткое замыкание с большим током КЗ, поэтому срабатывает защитный аппарат QF – автоматический воздушный выключатель.

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединяются нейтрали и сопротивления повторных заземлений нулевого провода РЗП должны быть согласно ПУЭ:

Достоинством является, что изоляция фазных проводников может быть рассчитана только на фазное напряжение, а не линейное, что значительно уменьшает капитальные затраты.

Основное электрооборудование станций и подстанций

Для выработки электроэнергии на электрических станциях применяет синхронные генераторы трехфазного переменного тока.

Различают два вида синхронных генераторов:

• Турбогенераторы (первичный двигатель - перовая или газовая турбина);

• Гидрогенераторы (первичный двигатель - гидротурбина)

У синхронных машин в установившемся режиме работы должно быть строгое сопротивление между частотой вращения (п) и частотой сети (1), Гц.

где p – число пар полюсов обмотки сатора генератора.

Характеристики генератора:

• частота вращения(f );

• номинальное напряжение(U_ном);

• номинальный ток статора(I_ном);

• номинальная активная мощность(Р_ном);

• номинальный коэффициент мощности(cos φ);

• коэфициент полезного действия – КПД (при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности).

Системы охлаждения генератора

При работе генератора в результате нагрева рабочим током происходит - « естественное старение » изоляции обмотки статора и ротора и чем выше температура нагрева, тем быстрее износится изоляция.

Для того чтобы температура не превышала допустимых ГОСТом значений все генераторы выполняют с искусственным охлаждением.

По способу отвода тепла различают косвенное и непосредственное охлаждение:

• ВЗ - воздушное (косвенное);

• КВР - косвенное водородом;

• НВР - непосредственное водородом;

• НВ - непосредственное водой;

• НМ - непосредственное маслом;

• НВЗ - непосредственно воздухом.

При косвенном охлаждении, охлаждении воздухом или водородом с помощью вентилятора, встроенного в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется непосредственно через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом он не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое им, подается воздуху или водороду.

При непосредственном охлаждении, охлаждающее вещество соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию.

Воздушное косвенное охлаждение бывает 2 типов:

1. проточное;

2. косвенное.

При проточном охлаждении через генератор прогоняют воздух из машинного зала (применяют редко и лишь в турбогенераторах мощностью до 2МВА и гидрогенераторах с мощностью до 4 МВА). При замкнутой системе охлаждения один и тот же объем воздуха циркулирует по замкнутому контуру.

Водородное охлаждение эффективнее воздушного, так как у водорода проводимость больше в 7 раз, а также ряд достоинств: отсутствие окисления изоляции, не подержание горения.

Системы возбуждения генератора

Обмотка ротора генератора получает питание от источника постоянного тока называемого возбудителем

Система возбуждения - это совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств.

Системы возбуждения генератора разделяются на две группы:

• независимое;

• самовозбуждение (зависимое).

Независимое возбуждение генератора получило наибольшее распространение, основное достоинство состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является наиболее надёжным

Автоматическое гашение магнитного поля генератора ( АГП )

Гашением поля называется процесс, заключающийся в быстром уменьшении магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю. Гашение магнитного поля особенно необходимо при коротком замыкании внутри генератора, при котором ток короткого замыкания может быть больше чем при коротком замыкании на его выводах, при этом может произойти выгорание обмотки стали статора, поэтому необходимо не только отключить генератор от внешней сети но и быстро погасить магнитное поле возбудителя, что приведет к уменьшению электродвижущей силы генератора и гашению электрической дуги короткого замыкания.

Для гашения поля необходимо отключить обмотку ротора генератора от возбудителя, но при этом необходимо чтобы быстро поглощалась энергия магнитного поля, иначе на зажимах обмотки возникнет перенапряжение которые в случае превышения допустимых пределов могут привести к пробою изоляции.

Автоматическое регулирование возбуждения генератора

Генераторы мощностью 3 МВт и выше обязательно оснащаются автоматическим регулятором возбуждения (АРВ ). Регулируя ток возбуждения, изменяя напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность . Регулирование возбуждения генератора позволяет повысить устойчивость параллельной работы.

При глубоких снижениях напряжения, которые имеют место при коротких замыканиях применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения генератора, что способствует переключению электрического качания и сохранения устойчивой параллельной работы генератора. Кроме того быстродействующие регулирование и форсировка возбуждения повышает надёжность работы релейной защиты и облегчают условия самозапуска электродвигателя собственных нужд электрических станций.

Режимы работы генераторов

1. Нормальный режим

Особенность энергосистемы состоит в том что процессы выработки и потребления электрической энергии происходят одновременно, тоесть невозможно накапливать выработанную электрическую энергию в заметных количествах. Поэтому для источника питания и электрических потребителей в каждый момент должен соблюдаться баланс :

• активных мощнастей ;

• реактивніх мощнастей ,

где Р_г, Q_г – соответственно активная и реактивная мощность генераторов ИП;

- мощность потребляемых нагрузок;

, - потери мощности в сетях;

- мощности собственных нужд.

В нормальном установившемся режиме все генераторы имеют синхронную частоту. Отключение частоты (𝜟f) – один из основных показателей качества электроэнергии (ПКЭ), в нормальном режиме допускается отклонение на ±0,2 Гц. При нарушении баланса активной мощности изменяется частота вращения генератора , а следовательно и частота переменного тока.

При ƩР_Г < ƩРп - частота снижается ( например при резком увеличении нагрузки в связи с включением большого числа электрических нагревателей при падении температуры воздуха ).

При ƩР_г > ƩР_П - частота растет, при уменьшении нагрузки, ту рбины начинают разгонятся и вращаются быстрее.

Следствием больших отклонений частоты могут являться:

• выход из строя электрических станций;

• понижение производительности двигателя;

• нарушение технологического процесса;

• брак продукции.

А при недопустимых снижениях частоты происходит развал системы.

При аварийных отключениях генератора или линий с трансформаторами, допускается 𝜟f = +0,5 Гц, 𝜟f = -1 Гц, общей продолжительности на год, не более 90 часов.

Рост частоты можно ликвидировать уменьшением мощности генератора или отключением части из них, при понижении частоты:

• мобилизация резервов;

• использованием автоматического частотного регулирования (АЧР).

На электростанциях должен быть «горячий» резерв мощности ( когда генератор нагружают до мощности меньшей номинальной ), в таком случае они быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса мощности и « холодный » резерв ( ввод нового генератора ). Кроме резерва мощности на электростанциях системы необходимый резерв по энергии на ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС - запас воды.

Если резерв электростанции исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действия вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления, путем отключения части менее ответственных потребителей ( в первую очередь отключения потребителей 3 категории надёжности ).

При полной нагрузке генераторов по активному току в системе может возникнуть дефицит реактивной мощности, если же реактивная нагрузка потребителей значительно превысит возможную, реактивную мощность генераторов (при отключении части из них), то произойдет такое понижение напряжения, при котором ток потребителей значительно увеличится, что приведет к дальнейшему снижению напряжения и т.д. Такое снижение напряжения в системе называется лавиной напряжений.

В современных системах для предохранения от аварийного лавинного напряжения все генераторы снабжают автоматическим регулятором напряжения и быстродействию форсировки возбуждения, следовательно в системе всегда должен быть определенный резерв реактивной мощности, для этого делают компенсацию реактивной мощности.

2. Использование генератора в режиме синхронного компенсатора

Синхронный компенсатор – это генератор без нагрузки на валу.

Турбогенераторы и гидрогенераторы могут работать в режиме синхронного компенсатора.

3. Аномальные режимы:

• перегрузка (работа с током статора и ротора больше номинального);

• асинхронный режим;

• несимметричный режим.

Кратковременная перегрузка по току статора и ротора обычно бывает вызвана :

• внешними короткими замыканиями;

• выпадом генератора из синхронизма;

• форсированным возбуждением.

При этом повышается температура обмоток генератора, а при коротком замыкании возможно и механическое повреждение, поэтому допускается только кратковременная перегрузка, которая зависит от системы охлаждения.

Асинхронный режим работы генератора возникает при:

• потери возбуждения генератора в следствии повреждения в системи возбуждения;

• выпадения генератора из синхронизма из-за КЗ в сети;

• резкого сброс или наброса нагрузки.

Несимметричные режимы работы генератора могут быть вызваны обрывами и отключениями одной фазы сети, однофазной нагрузки в виде электрической тяги и плавильных печей и др.

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

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

Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трёхфазных трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка.

По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформатора разделяются на двух обмоточные и трёх обмоточные. Кроме того обмотки одного и того же напряжения обычно низшего могут состоять их двух и более параллельных ветвей изолированных друг от друга и от заземлённых частей такие трансформаторы называются трансформаторами с расщеплёнными обмотками. Каждая ветвь расщеплённой обмотки имеет самостоятельные выводы. Допускается любое распределение нагрузки между ветвями при работе двух, одна ветвь может быть полностью нагружена, а другая отключена.

Использование трёх обмоточных трансформаторов должно быть обосновано технико-экономическим расчётом (ТЭР). Применение трёх обмоточных трансформаторов не целесообразно, если нагрузка на одном напряжении составляет менее 15% от мощности трансформатора.

Преимущества автотрансформатора по сравнению с трансформатором той же мощности

- меньший расход меди, стали, изоляционных материалов;

- меньше масса, а следовательно и габариты что позволяет создавать автотрансформатор больших номинальных напряжений чем трансформатор;

- меньшие потери и больший КПД;

- более лёгкие условия охлаждения.

Недостатки автотрансформатора:

- необходимость глухо заземленной нейтрали что приводит к повышению однофазного тока короткого замыкания;

- сложность регулирования напряжения;

- опасность перехода атмосферных перенапряжений в следствии электрической связи ВН и СН.

Основные параметры трансформатора: МВА, кВ, А, %, %, кВт, кВт.

Элементы конструкции трансформатора

Конструктивной механической основой трансформатора является магнитопровод и его конструктивные детали составляют остов трансформатора, на остове устанавливают обмотки и крепят проводники, соединяющие обмотки, с вводами составляя активную часть.

Для проводников обмотки используют медь для трансформаторов до 6300 кВА алюминий так как медь имеет малое электрическое сопротивление , легко подаётся пайке, механически прочна.

Ответственной частью трансформатора является изоляция. В масляных трансформаторах основной изоляцией является масло с твёрдыми диэлектриками. В сухих трансформаторах широко применяются новые виды изоляционных материалов повышенной нагревостойкости на основе кремнийорганических материалов. Активную часть трансформатора вместе с отводами и переключающими устройствами для регулировки напряжения (РПН) помещается в бак в верхней части бака установлен расширитель, который соединяется с баком трубопроводом.

Системы охлаждения трансформаторов

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток магнитпровода за счёт потерь энергии в них предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева чем выше мощность трансформатора тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

Системы охлаждения подразделяются на: естественное воздушное виды исполнения:

С – открытая;

СЗ – защищённая;

СГ – герметизированная;

СД – с принудительной циркуляцией воздуха.

М – естественное масляное ( для трансформатора до 16 МВА включительно выделенное в обмотках и магнитопроводе тепло передаётся окружающему маслу которое циркулирует по баку и радиаторным трубам передает его окружающему воздуху).

Д – масляное охлаждение с дутьём и естественной циркуляцией масла ( в этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб помещают вентиляторы, вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб).

ДЦ – масляное охлаждение с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (охладители состоят из системы тонких ребристых трубок обдуваемых снаружи вентилятором, электронасосы встроенные в маслопроводы создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители применяются для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более)

Ц – масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла, принцип такой же как ДЦ но в отличие от него охладители состоят из трубок по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Система электроснабжения промышленных предприятий следующие положение:

Одно трансформаторные подстанции как правило применяют при:

- нагрузках допускающих перерыв питания на время доставки складского резерва;

- при поэтапном строительстве;

- для электроприёмников 3 категории.

Двух трансформаторные подстанции применяют при:

- мощных сосредоточенных нагрузках;

- отсутствии места для размещения нескольких подстанций;

- необходимости отделить резко переменные нагрузки на отдельный трансформатор.

Исходными данными выбора мощности трансформаторов подстанций являются:

- расчётная нагрузка ;

- суточный график нагрузки;

- годовое время подключения трансформаторов ;

- время использования максимума нагрузки ;

- время максимальных потерь ;

- соотношение летних и зимних нагрузок;

- допустимое снижение нагрузки в аварийном режиме;

- эквивалентные зимние и летнее температуры.

При выборе мощности трансформатора учитывается их систематические и аварийные перегрузки (кратковременные и длительные).

Систематическая перегрузка. Если трансформатор недогружен летом то в зимнее время он может быть перегружен на величину 15%, а также если он недогружен по суточному графику нагрузки то есть утром и вечером недогружен, а в дневной максимум перегружен то по кривым или табл. ГОСТ в зависимости от мощности трансформатора и их системы охлаждения можно определить систематическую ежесуточную перегрузку. При систематической перегрузке нормируемые параметры трансформатора не изменяются.

Кратковременная аварийная перегрузка не зависит от предшествующих нагрузок и определяется по данным завода изготовителя, то есть каждый трансформатор в зависимости от системы охлаждения может перегружается на определённую величину на определённое время.

Длительная аварийная перегрузка допускается согласно ПУЭ на 40% в течении 6 часов в сутки, в течении 5 суток.

Номинальная мощность трансформаторов двух трансформаторных подстанций выбирается с учётом того что при аварийном выходе из строя одного трансформатора другой должен обеспечить питание всех или щзначительной части потребителей подстанции, учитывая возможности некоторого ограничения потребителей 3 категории.

Выбор мощности трансформаторной подстанции производится по двум условиям:

- мощность одного трансформатора должна быть не меньше половины расчётной максимальной нагрузки подстанции.

– мощность в аварийном режиме;

– коэффициент загрузки трансформатора.

Окончательный вариант числа и мощности обосновывается ТЭР.

где, - входная реактивная мощность от энергосистемы.

Электрические схемы станций и подстанций

Основные понятия и требования к схемам.

Схемы электрических соединений – это чёртеж на котором условно изображены элементы электроустановок соединенных между собой в той последовательности которая имеет место в реальности.

Различают главные схемы и схемы собственных нужд.

Выбор главных схем электрического соединения электрических станций и подстанций производятся на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, а подстанции еще и на основании схем развития электроснабжения района.

Главные электрические схемы отображают цепи по которым обеспечивается передача энергии от ИП к потребителям в соответствии с назначением электроустановки, а схемы собственных нужд – цепи по которым обеспечивается питание потребителей собственных нужд электроустановок.

К схемам предъявляют следующие требования:

• надёжность работы;

• экономичность;

• технологическая гибкость (т.е. способность легко адаптироваться к изменениям условий работы, возможность автоматизации);

• безопасность обслуживания;

• возможность расширения;

• возможность проведения ремонтных и эксплутационных работ на отдельных элементах схемы без отключения, соединение присоединений);

• экологическая чистота (малое влияние шума, электромагнитных полей, выброс вредных веществ и т.п.)

На выбор схем влияет ряд факторов:

• тип электростанции (подстанции);

• число и мощность генераторов(силовых трансформаторов);

• категория потребителей;

• уровень тока КЗ.

Роль электростанции (подстанции) в энергосистеме.

Наличие оборудования необходимых параметров.

Разное назначение электростанций (базисное, пиковое, ТЭЦ) определяет целесообразность применения разных схем даже в том случае когда количество присоединений одно и тоже.

При проектировании электрической части станции и подстанции помимо ГОСТ используются следующие нормативные источники:

• Правила устройств электроустановок (ПУЭ);

• Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);

• Правила технической безопасности при эксплуатации электроустановок (ПТБ);

• Нормы технологического проектирования (НТП);

• Руководящие указания министерства (РУМ);

• Строительные нормы и правила (СНиП);

• Правила пожарной безопасности (ППБ).

Типовые электрические схемы конденсационных электрических станций

Так как КЭС выполняются из ряда блоков трансформаторов и электрические схемы КЭС строятся по блочному принципу.

а) Генератор блока с повышенным 2-х обмоточным ТР без выключателя на генераторном напряжении. Вкл. и откл. энергоблока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем Q1, со стороны повышенного напряжения, такой энергоблок называют моноблоком при высокой надёжности работы и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме, данная схема принята как типовая для энергоблоков мощностью 160 МВт и более.

б) Блок с генераторным выключателем Q2. Откл. и вкл. генератора осуществляется выключателем Q2, при этом не затрагивается схема на стороне ВН, что особенно важно дл кольцевых схем или для схем 3/2 или 4/3 выключение на цепь. Кроме того наличие генераторного выключателя позволяет осуществить пуск генератора без использования пускорезервного трансформатора СН, в этом случае при откл. включенного генератора, питание на шинах СН подается через блочный трансформатр и трансформатор СН. После всех операций по пуску генератора синхронизируется и вкл. отключенный Q2.

	в), г) – Генератор в блоке с автотрансформатором или 3-х обмоточным трансформатором при наличии 2-х напряжений (Вн, Сн) При повреждении в генераторе отключается Q3, связь между РУ Вн и РУ Сн сохраняется. При повреждении на шинах РУ Вн или РУ Сн отключаются соответствующие выключатели Q1 или Q2, а блок будет работать.

	д) Генераторы мощностью 1200 МВт имеют 2 независимые обмотки статора (6 фазная система ) соединяются в блок с повышающим трансформатором с двумя обмотками (Нн но одной соединенной в звезду, а другой в треугольник, для компенсации сдвига на 30% между векторами напряжения обмотки статора)
	е) С целью упрощения и удешевления конструкции РУ Вн применяется объединение вух боков с отдельными трансформаторами под общий выключатель Q1. Выключатели Q2 и Q3 необходимы для включения генератора на параллельную работу и обеспечивает большую надежность, так как при повреждении один выходит из строя, а второй – работает.

Типовые электрические схемы теплофикационных электрических станций

К сборным шинам главного РП (ГРП) присоединены: Г, ТР связи с энергосистемой, линии распределительной сети , ТР собственных нужд (ТСН). Число секций сборных шин зависит от числа ТР-в (от 2 до 4). Г работают параллельно, т.е. секционный выключатель QB включен в нормальном положении, при этом возникает необходимость в ограничении тока КЗ для чего используют реакторы LRB и LR, от секции реактора питается 3-4 присоединения.

Мощность генератора используется для питания окружающих потребителей на СН потери, а остаток выдается через Тр связи Т1 и Т2в энергосистему.

Схемы РУ напряжением 35-110 кВ зависит от числа присоединений: при необходимом числе присоединений РУ может быть выполнено по схеме многоугольника или по одной из упрощенных схем, если число 6-8, то РУ выполняют по схеме с двумя системами сборных шин и обходной.

На многих ТЭЦ сборные шины ВН отсутствуют ТР связывают в блоки с линиями и присоединены к ближайшим узловым ПС.

Атомные электростанции. Особенности электрической части

В настоящее время он работают как КЭС и их эл. схемы строятся по блочному принципу. Учитывая значительную единичную мощность блоков (до 1000-1500 МВт) НТП не рекомендуют применять на АЭС сдвоенных блоков, каждый блок должен быть присоединен к сборным шинам снабжающих через отдельные ТР и выключатели.

Требуется повышенная надежность питания снижением собственных нужд, поэтому на каждый блок выбирается с расщепленными обмотками.

Так как АЭС потребляет малое количество топлива, меньше территория подъездных путей, складского хозяйства и системы топливоподачи – создаются территориальные возможности для создания более сложных и надежных схем РУ(многоугольники, 2 системы шин с обходной системой шин, полуторная схема, схема 4/3).

Типовые схемы гидроэлектростанций

Электрические схемы ГЭС строятся по блочному принципу и во многом схожи со схемами КЭС, однако имеются и различия:

• режимом работы ГЭС (ГЭС используют в качестве пиковых и полупиковых станций, с частыми пусками, быстрым изменением их рабочей мощности);

• значительно большим числом гидроагрегатов по сравнению с числом турбоагрегатов на КЭС при одинаковой мощности.

В зависимости от числа и мощности гидрогенераторов используют:

а) простые блоки в которых каждому генератору соответствует повышающий трансформатор.

	б) укрупненные блоки с подключением 2-3 генераторов к одному 3-х фазному трансформатору или автотрансформатору или группе однофазных трансформаторов.
в) объединенные блоки, например, одна линия два блока.

Типовые электрические схемы подстанций

Типы подстанций

Рассматриваются: трансформаторные ПС, преобразовательные (выпрямительные).

Схемы ПС тесно увязываются с назначением и способом присоединения ПС к питающей сети.

По способу назначения ПС различают:

• системные;

• потребительские.

На шинах системных ПС осуществляется связь различных энергосистем или отдельных районов энергосистемы. Как правило это ПС с ВН 220-750 кВ

Потребительские ПС предназначены для распределения электроэнергии между потребителями, это ПС с ВН 35-220кВ.

По положению в энергосистеме ПС разделяют на:

• районные;

• городские;

• промышленных предприятий;

• агропромышленные (сельские);

• тяговые.

ТР ПС состоит из основных узлов:

• силовых ТР;

• РУ ВН;

• РУ НН.

Схемы РУ ВН определяются положением ПС в сети, напряжением, числом присоединений.

Присоединения – цепь непосредственного подключения к РУ внешних элементов (источников, потребителей) через коммутационные аппараты.

По положению в сети ВН различают ПС:

узловые
проходные
ответвительные (отпаечные)
концевые
тупиковые

К узловым относятся ПС с тремя и более питающими линиями. Узловые и проходные ПС с тремя и более питающими линиями. Узловые и проходные ПС являются транзитными т.е. мощность передаваемая по линиям проходит через сборные шины ВН.

Схемы распределительных устройств подстанций

Распределительное устройство (РУ) – техническое устройство, предназначенное для приема электроэнергии от источника питания и распределение её потребителям.

Основные требования к схемам РУ:

• надёжность;

• экономичность;

• оперативная гибкость;

• приспособленность к проведению ремонтных работ.

Обеспечение надёжности работ электроустановок лишь при правильном выборе.

Размещение оборудования в РУ должно обеспечить:

• хорошую обозреваемость;

• полную безопасность при ремонтах и осмотре;

• удобство режимов работы.

Для безопасного соблюдения минимального расстояния от токоведущих частей для различных элементов РУ

Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений. Наибольшая оперативная гибкость обеспечивается устройствами автоматики.

РУ содержат сборные и соединительные шины (ошиновки), коммутационные аппараты, устройства РЗ и автоматики, вспомогательные устройства.

РУ классифицируются:

• открытые (ОРУ) - оборудование находящиеся на открытом воздухе;

• закрытые (ЗРУ) – оборудование находятся в здании;

• комплектные (КРУ) –для внутренней установки;

• (КРУМ) – для наружной установки.

Классификация схем РУ

РУ в зависимости от типа, мощности, напряжения и особенностей технологического режима ЭУ выполняются по различным схемам которые условно можно разделить на три группы:

1. схемы с коммутацией присоединений с одним выключателем;

2. схемы с коммутацией присоединений с двумя выключателями;

3. прочие типы схем.

К 1 группе относятся схемы:

• с 1 не секционированной системой сборных шин;

• с 1 секционированной системой сборных шин;

• с 1 секционированной системой сборных шин и с обходной системой сборных шин;

• с 2 не секционированными системами сборных шин;

• с 2 секционированными системами сборных шин;

• с 2 секционированными системами сборных шин и с обходной системой сборных шин;

К 2 группе относятся схемы:

• с 2 системами сборных шин и 2 выключателями на присоединения;

• с 3 выключателями на 2 присоединения (схема 3/2 или полуторная);

• с 4 выключателя на 3 присоединения ( схема 4/3);

• схемы многоугольников (треугольник, квадрат, пятиугольник, шестиугольник);

• схемы связанных многоугольников;

• схемы связанных многоугольников с диагональными перемычками.

К 3 группе относятся схемы:

• упрощенные схемы( блочные схемы, схемы ответвлений от проходящих линий, схемы мостиков и расширенных мостиков);

• схема Генератор – Трансформатор –Линия(ГТЛ);

• схема ГТЛ с уравнительной системой шин;

• схема ГТЛ с уравнительным многоугольником;

• схема ГТЛ с уравнительным обходным многоугольником;

• схема шины - трансформатор;

• схема шины - линии;

• схема расширенных многоугольников;

• схема сетки.

Схемы РУ напряжением 10(6) кВ

Схема с 1 не секционированной системой сборных шин

Достоинства: схема проста и наглядна, позволяет использовать КРУ что снижет стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и тем самым уменьшать время сооружения ТП.

Недостатки: для ремонта системы сборных шин необходимо снять напряжение, это значит отключить ИП, это приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей во время ремонта. При КЗ на линии, например в К1, должен откл. выключатель (Q2), а все остальные должны работать, однако при отключении этого выключателя, отключается вводной выключатель Q1 на секцию шин, сборные шины остаются без напряжения. Для повышения надёжности сборные шины разделяются на секции, количество секций соответствует количеству ИП.

Схема с 1 секционированной системой сборных шин

Схема сохраняет все достоинства предыдущей схемы, кроме того авария на сборных шинах приводит к откл. только 1 ИП и половины потребителей, 2 секция шин остается в работе.

QB откл. в целях ограничения токов КЗ (режим работы подстанции: раздельная работа трансформаторов), на нем устанавливаются РЗ и АВР. АВР вкл. QB, и вся нагрузка получает питание от оставшихся в работе трансформаторов.

Упрощенные схемы РУ напряжением 35-220 кВ

Широкое распространение в СЭС получили упрощенные (блочные) схемы РУ, без поперечных связей, т.е. без сборных шин, а также с ограниченным количеством выключателей, либо с использованием более простых коммутационных аппаратов (розъеденителей, короткозамыкателей, предохранителей, отделителей), либо даже «глухие» (без коммутационных аппаратов) присоединения.

Схема а) Блок –линия-трансформатор, без коммутационной аппаратуры. Вся защита и операционные переключения осуществляются на сборных шинах .

Недостатки: импульс от РЗ передается Q1 по специальным линиям связи, на время ремонта трансформатора отключается Q1, Q2 и снимается ремонтный разъем РР

Схема б) Блок- линия –трансформатор с короткозамыкателем (QN) и отделителем (QR).

При повреждении в ТР дифференциальной защиты (ДЗ) воздействует на короткозамыкатель, тоесть QN замыкается (в нормальном режиме QN разомкнут), для создания искусственного КЗ на линии, что приводит к работе РЗ линии, которые действуют на отключение Q1, снабженного АВР в «безтоковую» паузу откл. отделитель QR, после чего АВР вновь вкл. Q1, восстанавливает питание линии.

Одновременно ДЗ воздействует на Q2 откл. его. В нормальном режиме для отклю. ТР (для вывода в ремонт), достаточно снять с него нагрузку откл. Q2, а на холостой ход (Х.Х.) можно откл. его отделителем QR или разъединителем QS

Схема в) Блок-линия-трансформатор с коммутационными аппаратами - разъединителем QS и предохранителем F или разъединителем QS и выключателем Q2

Cхема Блок-линия-трансформатор с коммутационным трансформатором, или разъединителем QS и выключателем Q2.

На двух трансформаторных ПС выполненных по схеме 2 блока Линия-трансформатор (по таким схемам выполнена тупиковая, концевая ПС) при большой длине линии гибкость схемы можно улучшить не автоматической ремонтной перемычкой с 2 разъединителями QS.

В нормальном режиме один из разъединителей в перемычке разомкнут (либо QS4, либо QS5), при ремонте одной из линий (W) разомкнутый разъединитель замыкоется и запитываются оба трансформатора от оставшиеся в работе линии.

QSG ( заземлительные ножи) защитное заземление между разъединителями и замыкательными ножами выполняется механическая блокировка, в нормальном режиме розъединитель замкнут, а заземляющие ножи разомкнут.

При вводе разъединителя в ремонт, т.е. при его заземлении ножи QSG – замыкаются.

Схема «мостика»

На проходных ПС на стороне ВН применяется схема «мостика» с выключателем - на 4 присоединения 3 выключателя.

Нормальный выключатель Q3 в перемычке в «мостике» включен, при повреждении на линии W1 отключается Q1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе питаясь от W2.

При повреждении Т1 отключаются Q1,Q3,Q4. Ремонтная перемычка дает возможность осуществить ревизию любого выключателя без нарушения работы ПС.

РУ 10(6)кВ на 2-х трансформаторных ПС выполняются по схеме с 1 СШ (секционированной). Нормальный секционный выключатель QВ откл. Ру состоят из КСО, КРУ, КРУМ.