ИЭ / 6 сем (станции+реле) / Наиважнейшие методические пособия / Учебное пособие_Электрическая часть станций и подстанций_2019

поврежденных фаз – больше фазного, но меньше линейного. Меньше и ток замыкания на землю.

Например, необходимо определить ток замыкания на землю для кабель-

В сети с изолированной нейтралью такой ток замыкания на землю допустим при условии выполнения изоляции, рассчитанной на междуфазное напряжение. Однако при работе сети с замкнутой на землю фазой становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания. При продолжительном прохождении тока в месте повреждения выделяется значительная энергия, происходит разрушение изоляции, выжигание стали магнитопроводов электрических машин. В связи с этим в сети с изолированной нейтралью предусматривают устройства, сигнализирующие о возникновении однофазных замыканий на землю. Допустимая длительность работы с заземленной фазой установлена на основании многолетнего опыта эксплуатации сетей, определяется нормативной документацией и в большинстве случаев не должна превышать 6 часов, для цепей генераторов время работы с поврежденной фазой при токе замыкания до 5А может составлять 2 часа [3]. Это время необходимо для отыскания места повреждения и отключения соответствующего участка без нарушения электроснабжения.

При определенных значениях тока и напряжения в месте замыкания на землю может возникнуть перемежающаяся дуга, периодически гаснущая и зажигающаяся вновь. В этом случае поврежденная сеть представляет колебательный контур, в котором возникают перенапряжения, которые могут достигать (3,5 – 4)∙Uф, в результате чего возможны пробои изоляции и образование короткого замыкания в частях электроустановок с ослабленной изоляцией.

Наиболее вероятно возникновение перемежающихся дуг при токе замыкания на землю (5 – 10)А, причем опасность дуговых перенапряжений для изоляции возрастает с увеличением напряжения сети. С учетом этого допустимые

Если емкостной ток замыкания на землю превышает эти значения, то применяется искусственное уменьшение (компенсация) емкостного тока замы-

21

кания на землю - режим работы сети с компенсированной нейтралью. Компенсация емкостного тока замыкания на землю также применяется в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор-трансформатор при значении тока более 5 А и в сетях 3 – 20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных ЛЭП при токе более 10 А.

Резонансно-заземленная (компенсированная) нейтраль.

В сетях 3-35 кВ с повышенными емкостными токами замыкания на землю для компенсации этих токов применяют индуктивные настраиваемые сопротивления – заземляющих дугогасящих реакторов, например, ЗРОМ (З – заземляющий, Р – реактор, О – однофазный, М - масляный), подключаемых к нейтрали трансформаторов, генераторов, синхронных компенсаторов через разъединители (рис. 1.7).

Рис. 1.7 Схема трехфазной сети с компенсированной нейтралью при однофазном замыкании на землю фазы С

В нормальном режиме работы значение тока через реактор близко нулю. При замыкании на землю одной из фаз через место повреждения протекают емкостная и индуктивная составляющие тока. Ввиду сдвига по фазе этих составляющих на 1800, в месте замыкания они компенсируют друг друга. Подбирая индуктивное сопротивление реактора, можно уменьшить ток

замыкания на землю.

При (1) = (1) имеет место резонанс, и через место по-

∑

вреждения суммарный ток равен нулю, благодаря чему исключается возникновение дуги и связанных с ней опасных последствий.

Суммарная мощность реакторов: = 3 ф, где n –

22

коэффициент, учитывающий развитие сети (n = 1,25). По рассчитанному значению Q подбирают реакторы требуемой номинальной мощности с учетом достаточности регулировочного диапазона для более полной компенсации емкостного тока при возможных изменениях схемы сети.

Востальном режим работы сети с резонансно-заземленной нейтралью аналогичен режиму работы с изолированной нейтралью. Перенапряжения при дуговых замыканиях на землю меньше (до 2,6 Uф).

Заземленная нейтраль.

Всетях 110 кВ и выше применяют заземление нейтрали, когда нейтральные точки источников питания присоединяются непосредственно к заземляющему устройству (наглухо), через реакторы с небольшим индуктивным сопротивлением или через небольшое активное сопротивление (рис. 1.8).

Рис. 1.8 Схема трехфазной сети с заземленной нейтралью Режим заземления, при котором при однофазном замыкании напряжение

на неповрежденных фазах не превышает 0,8 междуфазного напряжения нормального режима работы сети (0,8Uмф), а коэффициент заземления нейтрали не превышает 1,4 (1,4Uф) называют эффективным заземлением нейтрали (коэффициент заземления нейтрали – это отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания). Такое название дано потому, что изоляция электрооборудования выполняется без учета больших и длительных перенапряжений, обеспечивая экономическую эффективность режима с заземлением нейтрали.

Однофазное замыкание на землю является коротким замыканием и сопровождается протеканием больших токов (несколько десятков кА), что недопустимо, и оборудование отключается релейной защитой. Для соблюдения требования надежности электроснабжения такое соединение неблагоприятно. В то же время значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях

23

110 кВ и выше относится к самоустраняющимся, т.е. исчезающим после снятия напряжения. В таких случаях используются устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после устройств релейной защиты, восстанавливают электроснабжение потребителей.

Для уменьшения величины токов однофазного замыкания на землю в сетях 110-220 кВ применяют частичное разземление нейтрали. Например, у одного трансформатора нейтраль заземляется, а у другого изолируется. На электростанциях нейтрали обычно держат заземленными, чтобы предотвратить возможность работы с незаземленной нейтралью отделившегося от станции блока или участка сети. Сети напряжением 110 кВ могут работать с эффективно заземленной и глухозаземленной нейтралью. Электрические сети 220 кВ и выше работают только с глухозаземленной нейтралью.

В сетях напряжением ниже 1000 В также применяют глухозаземленную нейтраль. Нулевой вывод трансформатора соединяют с контуром заземления. При замыкании на землю ток повреждения велик, и сеть будет отключена устройствами релейной защиты.

24

2. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

2.1. 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 приема 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 отдается 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 надежности, экономичности, безопасности эксплуатации.

25

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 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

26

ТСН2). Во всех цепях установлены коммутационные аппараты (выключатели, разъединители; заземляющие ножи на схеме не показаны).

Примеры главных схем электрических соединений действующих электростанций и подстанций приведены в разделе 5.

а)

б)

Рис. 2.1 Пример структурной (а)

и главной схемы электрических соединений (б) ТЭЦ

27

Таблица 2.1 Условные графические обозначения и назначение основных элементов схем

28

29

2.2. 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.

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.

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 = н + И + У,

где – капиталовложения на сооружение установки, тыс. руб.,н– нормативный коэффициент экономической эффективности, равный

0,12-0,15 (меньшие цифры для ГЭС, большие для ТЭС), И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год,

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

При подсчете капитальных вложений принимается стоимость оборудования, приводимая в справочниках, с учетом индексов изменения сметной стоимости, рекомендуемых Минстроем России. Так, индексы изменения сметной стоимости оборудования для электроэнергетики в IV квартале 2018 года согласно письму Минстроя России N 45824-ДВ/09 от 15.11.2018 г. составили:

-81,56 к уровню цен по состоянию на 01.01.1991 г., цены из [5].

-4,58 к уровню цен по состоянию на 01.01.2000 г., цены из [6],

Подробно методика оценки минимальных приведенных затрат изложена в [8]. Существуют и другие методы оценки экономической эффективности схем.

30