Шпоры / шпора ЭСиП

8) Трехфазные сети с изолированной нейтралью

В системе с изолированной нейтралью токи однофазных замыканий на землю определяются в основном емкостной составляющей, обус­ловленной распределенными емкостями проводов по отношению к земле (в некоторых случаях учитывается также ток утечки через несовершен­ную изоляцию линии). В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли (U_А, U_В, U_С) симметричны и равны фазному напряжению, а величина междуфазных емкостей и емкостей фаз относительно земли симметричны и одинаковы. Тогда без учета междуфазных емкостей емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли I_СОА, I_СОВ, I_CОС будут также симметричны и равны между собой. При этом геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю, а емкостный ток нормального режима в одной фазе не превышает нескольких ампер и не влияет на загрузку генераторов. При возникновении металлического замыкания на землю какой-либо из фаз (например, фазы А) симметрия напряжений и токов в системе нарушается: напряжение поврежденной фазы снижается до нуля, а на­пряжение здоровых фаз повышается в раз, т. е. становится равным линейному напряжению. Одновременно на нейтрали появляется разность потенциалов , по отношению к земле, по величине равной напряже­нию поврежденной фазы, но с обратным знаком, как это показано на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Однофазное замыкание на зем­лю в сети с изолированной нейтралью

В связи с нарушением симметрии напряжений, нарушается и сим­метрия токов, текущих в землю, т. е.

Ток замыкания на землю I₃ определится как сумма токов .

Как следует из полученных выражений, ток замыкания на землю является утроенным током нулевой последовательности так как

Этот же результат получается и из векторной диаграммы.

Величина емкости С относительно земли зависит от конструк­ции воздушных линий и кабелей и может колебаться в зависимости от расположения проводов относительно земли. Для практических расчетов можно пользоваться усредненными значе­ниями: для воздушных линий мкФ/км; для кабелей мкФ/км. Тогда для тока в земле получим соответственно

(для воздушных сетей) и (для кабельных сетей)

где U - линейное напряжение сети (кВ);

l - длина линий или сети (км).

На практике часто возникают замыкания на землю и через переход­ные сопротивления, например, через поврежденный изолятор и дере­вянную опору. В этом случае смещение нейтрали будет меньше и будут меньше и повышения напряжения на здоровых фазах и ток замыкания на землю. Замыкание на землю может сопровождаться прерывистой дугой, когда какие-либо посторонние предметы, имеющие связь с землей, прерывисто и бессистемно приходят в соприкосновение с токоведущими частями цепи. Примером таких замыканий может служить со­прикосновение ветвей деревьев с проводами линии передачи во время бу­ри при плохо расчищенной трассе. Однофазное замыкание на землю в системе с изолированной нейтралью может сопровождаться перемежающейся дугой. При таких замыканиях дуга в течение каждого полупериода рабочей частоты систематически зажигается и гас­нет в месте замыкания на землю (при частоте 50 гц — 100 раз в секунду). Опасность этого замыкания заключается в появлении в системе перенапряжений до (3–3,5)U_Ф. Такие кратковременные перенапряжения в се­тях с рабочим напряжением до 35 кВ включительно не представляют опасности для нормальной изоляции. Однако длительное их воз­действие может вызвать тепловую форму пробоя изоляции. Наиболее вероятно возникновение перемежающихся дуг при емкостном токе замыкания более 5-10 А. Исходя из этого, допустимые значения емкостного тока нормируются ПУЭ и не должны превышать следующих значений:

Напряжение сети, кВ ………………….….. 3-6 10 15-20 35

Емкостный ток замыкания на землю, А … 30 20 15 10

В сетях 3-20 кВ, имеющих линии на железобетонных и металлических опорах, допускается I_C не более 10 А. В блочных схемах генератор-трансформатор на генераторном напряжении емкостный ток не должен превышать 5 А. Таким образом, в сетях с изолированной нейтралью замыкание фазы на землю не является коротким замыканием, поскольку величина тока определяется величиной емкости фаз на землю и емкостной ток мал. Поскольку при этом треугольник линейных напряжений не искажается, то потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально. Вследствие того, что при замыканиях на землю напряжение неповрежденных фаз увеличивается в раз, изоляция в сетях с незаземленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей, и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей. Однако становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания через землю, причем вторая точка замыкания может находиться на другом участке электрически связанной сети через землю и короткое замыкание может затронуть несколько участков, вызывая их отключение, как это показано на рисунке 1.2. Поэтому в сетях с незаземленными нейтралями предусматривают специальные сигнальные устройства контроля изоляции, которые подключаются к сети через измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ или через группу однофазных трансформаторов типа ЗНОМ, как это показано на рисунке 1.2. Вторичные обмотки измерительных трансформаторов соединяются по схемам: (I) – звезда, вторая (II) – разомкнутый треугольник. Обмотка I позволяет измерять напряжения всех фаз, обмотка II предназначена для контроля геометрической суммы напряжений всех фаз. Рисунок 1.2 - Схема контроля изоляции в сетях с изолированной нейтралью Нормально на зажимах обмоток II напряжение равно нулю. При металлическом замыкании одной фазы в сети первичного напряжения на землю на зажимах обмотки II появляется напряжение, равное геометрической сумме напряжений двух неповрежденных фаз. Реле напряжения при подключении к обмотке II, будет при соответствующей настройке реагировать на повреждение изоляции первичной сети и приводить в действие сигнальное устройство (звонок, табло). Персонал может проконтролировать напряжение небаланса вольтметрами V₁ и V₂. Согласно ПТЭ допустимая длительность работы сети с заземленной фазой в большинстве случаев не должна превышать двух часов.

68) Трехфазные сети с резонансно-заземленной (компенсированой) нейтралью

В сетях 3-35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие реакторы. В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током IС индуктивный ток реактора IL, как это показано на рисунке 2.1. Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180˚, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если IC = IL (резонанс), то через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

Рисунок 2.1 -Трехфазная сеть с компенсированной нейтралью

В действительности ток в дуге никогда не будет равен нулю. В месте замыкания будет протекать остаточный ток I_ОСТ, обусловленный активными потерями в катушке, утеч­ками на землю и высшими гармониками. К этому току будет добавляться еще ток расстройки катушки, обусловленный тем, что во время эксплуата­ции емкость сети не остается постоянной и в зависимости от того, увели­чивается или уменьшается длина сети по сравнению с расчетной длиной, сеть может оказаться недокомпенсированной или перекомпенсированной. Если ток в месте замыкания на землю превзойдет определенную величину, то гашение дуги может оказаться затруднительным и компенсирующее уст­ройство не выполнит своей задачи. Поэто­му все компенсирующие устройства должны обеспечивать регулирование индуктивного сопротивления в определенных пределах. Суммарная мощность дугогасящих реакторов для сетей определяется из выражения

Q = n IC Uф

где n – коэффициент, учитывающий развитие сети; ориентировочно

можно приинять n= 1,25;

IC – полный ток замыкания на землю, А;

UФ – фазное напряжение сети, кВ.

По рассчитанному значению Q в каталоге подбираются реакторы требуемой номинальной мощности. При этом необходимо учитывать, что регулировочный диапазон реакторов должен быть достаточным. Наиболее распространены реакторы типа РЗДСОМ, мощностью до 1520 кВА на напряжение до 35 кВ с диапазоном регулирования 1:2, конструкция которых приведена на рисунке 2.2 а. Реакторы имеют масляное охлаждение.

Более точно, плавно и автоматически можно производить настройку компенсации в реакторах РЗДПОМ, индуктивность которых изменяется с изменением немагнитного зазора в сердечнике, как это показано на рисунке 2.2.б, или путем подмагничивания стали магнитопровода от источника постоянного тока. Дугогасящие реакторы должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее, чем тремя линиями. При компенсации сетей генераторного напряжения реакторы располагают обычно вблизи генераторов. В сетях с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью, так же как и в сетях с незаземленными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой, но не более 6 часов. Наличие дугогасящих реакторов особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается. В сетях с нейтралями, заземленными через дугогасящий реактор, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в раз, т.е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземленными (изолированными) нейтралями. Наиболее простым, на первый взгляд, представляется не точная на­стройка гасительного устройства в резонанс с емкостью сети, а, наоборот, некоторая преднамеренная расстройка. Недостаток настройки с недокомпенсацией состоит в том, что при замыканиях на землю полу­чаются значительные смещения нейтрали, при которых в сети могут воз­никнуть перенапряжения, представляющие не меньшую опасность, чем те, которые являются следствием перемежающейся дуги. Положительной стороной настройки с перекомпенсацией считают то, что при замыканиях на землю смещение нейтрали не будет превышать фазного напряжения. Этот способ настройки гасительной катушки реко­мендуется сейчас в качестве основного. Более подробные исследования показывают, что оба вида расстройки с точки зрения наибольших смещений нейтрали оказываются почти равноценными, так как при недокомпенсации смещение нейтрали вследствие на­сыщения стали также будет ограничено пределом фазного напряжения.

41) Возбуждение синхронных генераторов. Общие сведения

Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного тока возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения. Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке согласно кривой рисунка 3.1.

Скорость нарастания возбуждения равна .

Отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения называется кратностью форсировки U_f,пот/U_f,ном = k_ф. Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь k_ф ≥ 2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 с^-1. Все системы возбуждения подразделяются на две группы: независимое возбуждение и самовозбуждение (зависимое возбуждение).

43. Устройство АГП. Назначение, принцип действия и схема АГП с дугогас. решеткой

Автоматическое гашение поля - это процесс быстрого уменьшения магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю.

Короткое замыкание внутри СГ происходит через электрическую дугу, что обуславливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Быстрое гашение поля генератора необходимо для ограничения размера аварии и предотвращения выгорания меди обмотки и стали статора.

Если просто отключить обмотку ротора от возбудителя, то за счет большой индуктивности на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Нужно с одновременным отключением возбудителя обеспечить поглощение энергии магнитного поля обмотки ротора.

В настоящее время известны три способа гашения поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопротивление; включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки и противовключение возбудителя.

В первом случае процесс затягивается и имеется возможность пробоя, поэтому наиболее распространенным способом является гашение поля при помощи дугогасительной решетки, как это показано на рисунке 4.1.

При КЗ в генераторе реле защиты KL срабатывает и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAT выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5-3 мм. АГП имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе замкнуты. Контакты 3 АГП вводят добавочное сопротивление R_д в цепь возбуждения возбудителя. При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные. Дуга затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, падение напряжения на которых сохраняется постоянным, равным 25-30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах. Время гашения составляет 0,5-1 с, а условия гашения близки к оптимальным. Для генераторов с тиристорным возбуждением при отключении автомата гашения поля главные вентили переводятся в инверторный режим, как это показано на рисунке 4.2. Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения.

60. АРВ СГ

Одним из основных элементов АРВ является форсировка возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 4.3

При значительном снижении напряжения реле минимального напряжения KV замыкает контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR.

Для автоматического регулирования напряжения в нормальном режиме при изменениях нагрузки применяется устройство компаундирования с корректором напряжения, схема которого приведена на рисунке 4.4. Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. Вторичные обмотки трансформаторов тока ТА включены на промежуточный трансформатор Т и выпрямитель VD₁, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку возбудителя LGE. Одновременно осуществляется регулирование по напряжению статора.

Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор Т (универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащен обмотками 2 и 4 . Ток в обмотке 2 пропорционален U_Г. При чисто активной нагрузке МДС обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты на 90^о, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого, ток компаундирования при неизменных величинах I_Г и U_Г получается тем больше, чем ниже cos или выше реактивная нагрузка генератора, - это, так называемое, фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения. Через обмотку 4 подмагничивания Т производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения U_Г при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят измерительные элементы И₁ и И₂, включаемые в цепь трансформатора напряжения TV через установочный автотрансформатор Т1.

27) Регуляторы сильного действия

Устройство АРВ сильного действия реагирует на скорость изменения параметров регулирования, а также на их ускорение и в сочетании с быстродействующими системами возбуждения, имеющими высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие значения потолочного напряжения возбудителя, обеспечивает значительное повышение устойчивости параллельной работы генератора. В измерительное звено схемы, как это показано на рисунке 4.5, входят блоки измерения напряжения (БИН) и частоты (БИЧ). Блок БИН содержит предвключенный элемент БКТ, в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока генератора. После БКТ сигнал поступает на измерительные элементы U (отклонение напряжения) и U’ (производная напряжения), выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален f и f^’. Усилитель – сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующей системы возбуждения (исполнительный элемент).

49. Группы соединений и нагрузочная способность трансформаторов

Обмотки ТР имеют соединения: звезда , звезда с выведенной нейтралью  и треугольник . Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е₁ и Е₂) принято выражать условно группой соединений. В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем, при схемах соединения обмоток звезда–звезда , можно получить любую четную группу (2,4,6,10,0), а при схеме звезда – треугольник или треугольник – звезда любую нечетную группу (1,3,5,7,9,11). Группы указываются справа от знаков схем соединения обмоток.

Нагрузочная способность трансформатора – это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок. Трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается. Допустимые систематические перегрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течении суток. Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140^оС, наибольшая температура масла в верхних слоях +95^о и износ за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +98^оС. Аварийная перегрузка разрешается при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140^оС для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160^оС для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115^оС). Значения допустимой аварийной перегрузки определяются по ГОСТ в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К₁, температуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегрузки _охл и длительности перегрузки.

42. Назначение и порядок выполнения расчетов токов к.з.

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики. При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются течение процесса КЗ; насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x/r > 3. Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке: составляется расчетная схема; составляется электрическая схема замещения; приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез; по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют I_п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

31. Особенности режимов работы автотрансформаторов

Автотрансформаторы выполняются трехобмоточными, причем обмотки ВН и СН имеют электрическую связь, а обмотка НН - магнитную. При наличии трех обмоток и гальванической связи между обмотками ВН и СН могут иметь место различные режимы работы, как это показано на рисунке 5.1.

В автотрансформаторных режимах возможна передача номинальной мощности S_ном из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов I_C -I_B = k_выг∙I_C, а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.

В трансформаторных режимах возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или ВН, причем обмотку НН можно загрузить не более, чем на S_тип. Условие допустимости режима НН-ВН или НН-СН . Если происходит трансформация S_тип из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена.

В трансформаторном режиме передачи мощности S_тип из обмотки НН в ВН общая и последовательная обмотки загружены не полностью, поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность .

В комбинированном режиме передачи мощности автотрансформаторным путем ВН-СН и трансформаторным путем НН-СН ток в последовательной обмотке

где P_B,Q_B – мощности, передаваемые из ВН в СН.

Нагрузка последовательной обмотки.

Отсюда видно, что даже при передаче номинальной мощности S_В = S_ном последовательная обмотка не будет перегружена. Нагрузка общей обмотки .

Подставляя значения токов и производя преобразования, получаем

где P_H, Q_H – активная и реактивная мощности, передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.

Таким образом, комбинированный режим НН-СН, ВН-СН ограничивается загрузкой общей обмотки. Распределение токов в комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН показано на рисунке 2 е. В общей обмотке ток автотрансформаторного режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. В последовательной обмотке токи складываются, что может вызвать ее перегрузку. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки. Возможны и другие комбинированные режимы: передача мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН или работа в понижающем режиме при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН.

52. Кольцевые схемы РУ

В кольцевых схемах (схемах многоугольников) выключатели соеди­няются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент – линия, трансформатор – присоединяется между двумя соседними выключателями, как это показано на рисунке 10.1. В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других, так как имеется возможность опробования любого выклю­чателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя пу­тем его отключения не нарушает работу присоединенных элементов и не требует никаких переключений в схеме. Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника. Схема четырехугольника (квадрата) экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъедини­телей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителя­ми в таких схемах невелико.Широкое применение получила схема шестиугольника, обладающая всеми особенностями разобранных выше схем

40. К.з. в сети с неограниченной мощностью

В нормальном режиме работы и при КЗ на зажимах сохраняется симметричная и неизменная по значению трехфазная система напряжений, как это показано на рисунке 6.1.

При коротком замыкании углы между током и напряжением меняются, а токи существенно возрастают. Короткое замыкание делит цепь на две части: правую, с сопротивлениями r₁ и х₁ = L₁ , и левую, содержащую источник питания и сопротивления в цепи КЗ r_к и x_к= L_к.

Правая часть цепи зашунтирована КЗ и ток в ней будет поддерживаться до тех пор, пока запасенная в индуктивности L₁ энергия магнитного поля не перейдет в тепло, выделяющееся в активном сопротивлении r₁. Этот ток не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет опасности для оборудования. Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности L_к также сопровождается переходным процессом в соответствии с уравнением:

где u и i – соответственно мгновенные значения напряжения и тока.

Решение уравнения дает:

где U_{m -} амплитудное значение фазного напряжения источника;

Z_k - сопротивление присоединенного к источнику участка цепи КЗ;

 - фазовый угол напряжения источника в момент t= 0;

φ_к – угол сдвига тока в цепи КЗ относительно напряжения источника той же фазы;

Т_а – постоянная времени цепи КЗ, равная .

Полный ток КЗ слагается из двух составляющих. Вынужденная составляющая имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника и называется периодической составляющей тока КЗ:

где I_n,m – амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая имеет апериодический характер изменения: .

Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ в каждой фазе определяется для момента времени t = 0: .

Максимальное значение тока i_а,0 будет в случае, если напряжение в момент возникновения КЗ проходит через нулевое значение ( = 0) и тока в цепи до КЗ нет, т.е. i₍₀₎ = 0. При этом i_а,0 = I_n,m , как это показано на рисунке 6.2. Максимальное мгновенное значение полного тока наступает через 0,01 с после начала процесса КЗ, носит название ударного тока и обозначается i_у

где k_у – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени

Переходный процесс завершается после затухания апериодической составляющей, и далее полный ток КЗ равен его периодической составляющей. При снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения генератора до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф_f, ЭДС генератора, а, следовательно, и ток КЗ. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. В результате этого действие АРВ начинает проявляться только спустя некоторое время после возникновения КЗ.

78. Порядок выбора и проверки измерительных ТТ и ТН

Трансформаторы тока выбирают по напряжению установки ,

по току, по конструкции и классу точности и по электродинамической стойкости: . В приведенных выражениях обозначено: — ударный ток КЗ по расчету; — кратность электродинамической стойкости по каталогу; —номинальный первичный ток трансформа­тора тока; — ток электродинамической стойкости.

Проверка по термической стойкости сводится к выполнению соотношения

где - тепловой импульс по расчету;

- кратность термической стойко­сти по каталогу;

- время термической стойкости по каталогу;

- ток термической стойкости по каталогу.

Проверка по классу точности осуществляется путем соответствия допустимой и фактической вторичной нагрузки трансформаторов

где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

-сопротивление цепи вторичной нагрузки, состоящее из сопротивления приборов, соедини­тельных проводов и переходного сопротивления контактов.

Сопротивление приборов определяется по выражению

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номи­нальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов и зависит от их длины и сечения. Зная , можно определить их сечение .

Во вторичных цепях основного и вспомо­гательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами (ρ = 0,0175). В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюми­ниевыми жилами (ρ = 0,0283).

Расчетная длина l_расч зависит от схемы соединения трансформаторов тока и длины соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец). Для разных присоединений приблизительно можно принять:

Цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям 40 – 60 м;

Цепи генераторного напряжения блочных ЭС 20 – 40 м;

Линии 6—10 кВ к потребителям 4 – 6 м;

Цепи РУ:

35 кВ - 60 – 75 м; 110 кВ - 75 – 100 м; 220 кВ- 100 – 150 м;

500кВ - 150 – 200 м.

Для подстанций указанные длины снижают на 15 — 20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные кон­трольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэти­леновой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или спе­циальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению установки

; по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке .

При расчете номинальной мощности в выбранном классе точности для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соеди­ненных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора. Вторичная нагрузка включает в себя все измерительные приборы и реле, присоединенные к трансформатору напряжения. Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фа­зам, тогда

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбран­ном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряже­ния и часть приборов присоединяют к нему. Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не бо­лее 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при номинальной нагрузке. Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил

64) Схемы с одной рабочей и обходной системами шин

В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители QS0, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены, как это показано на рисунке 10.2. В схеме предусматривается обходной выключатель Q0, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель Q0 может заменить любой другой выключатель без нарушения электроснабжения по линии, хотя они связаны с большим количеством переключений. С целью экономии функции обходного и секционного выключателей могут быть совмещены.

Схема по рисунку 10.2 а рекомендуется для ВН подстанций (110 кВ) при числе присоединений (линий и трансформаторов) до шести включительно, когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития. Если в перспективе ожидается расширение РУ, то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для напряжений 110 и 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций. При большем числе присоединений (7–15) рекомендуется схема с отдельными обходным QO и секционным QB выключателями, приведенная на рисунке 10.2 в. На электростанциях возможно применение схемы с одной секционированной системой шин по рисунку 10.2 в, но с отдельными обходными выключателями на каждую секцию.

54. Порядок расчета токов к.з.

Порядок расчета токов трехфазного короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются  течение  процесса КЗ;  насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x/r > 3. Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:  составляется расчетная схема;  составляется электрическая схема замещения;  приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез;  по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют I_п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

44. Электродинамическое действие токов к.з.

45, 47.Электроснабжение установок собственных нужд ТЭЦ и КЭС

Схемы электроснабжения с. н. имеют резервирование, обеспечивающее бесперебойное питание путем автоматического включения резервного питания (АВР) так,как это показано на рисунке 12.1. Резервирование питания может быть и явно выраженным. В этом случае предусматривается один резервный трансформатор собственных нужд РТСН. На КЭС блочного типа питание рабочих и резервных трансформаторов с. н. может осуществляться двумя способами, согласно рисунка 12.2. Для замены рабочих трансформаторов с. н. предусматриваются один или несколько не присоединенных к сети ре­зервных трансформатора. Выбор мощности рабочего трансформатора с. н. бло­ка основывается на подсчете действительной нагрузки секций с. н. (блочной и общестанционной, подключенной к шинам с. н. блока). Потребная мощность трансфор­матора с. н. с низшим напряжением 6 кВ

где – сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально неработающие; – сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально неработающие.

9) Схема с двумя системами сборных шин

Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой си­стеме шин, как это показано на рисунке 9.3.

Рабочая система шин секционирована выключателем QB. Вторая система шин А2 является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA1 и QA2, которые в нормальном режиме отключены. Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением, и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется работой с фиксированным присоединением цепей. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Недостатки - большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложная конструкция РУ. Недостатком является и использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что может привести к возможности ошибочного отключения тока нагрузки.

12. Схемы РУ с одной системой сборных шин.

Наиболее простой   является схема с одной несекционированной системой сборных шин, как это показано на рис.1  На каждую цепь приходится один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства ра­бот.

Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять на­пряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Короткое замыкание на сборных шинах (точка К2) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекра­щение электроснабжения потребителей.

Секционирование выключателем сохраняет достоинства схем с одиночной системой шин, а авария на сборных шинах приводит к от­ключению только одного источника и половины потребителей. Схема с одной системой сборных шин широко применяется для под­станций на напряжении 6 – 10 кВ и для питания собственных нужд станций, где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению КРУ.

На генераторном напряжении электростанций, отдающих большую часть электроэнергии близко расположенным потребителям, возможно применение схемы с одной системой шин, соединенной в кольцо.

Рис.1

13. Источники постоянного оперативного тока

На ЭС и ПС устанавливаются аккумуляторные батареи для питания цепей управле­ния, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также для элек­троснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд. Все эти потребители подразделяются на три группы, постоянно, временно и  кратковременно включенные. Основным источником постоянного тока  являются свинцово-кислотные аккумуляторы СК, которые  имеют большой срок службы и устойчивы в работе. На ЭС и ПС аккумуляторные батареи работают в ре­жиме постоянного подзаряда. Постоянный подзаряд аккумуляторной батареи производится небольшим током, достаточным для компенсации саморазряда. Саморазрядом называется постоянная потеря химической энергии, запасенной в аккумуляторе, вследствие побочных ре­акций на пластинах. В качестве подзарядных устройств применяются статические преобра­зователи с кремниевыми вентилями (выпрямительные устройства). На тепловых электростанциях с поперечными связями в тепловой ча­сти (ТЭЦ) мощностью до 200 МВт устанавливается одна аккумулятор­ная батарея, а при мощности более 200 МВт — две аккумуляторные бата­реи одинаковой емкости. На блочных ТЭС на каждом БЩУ устанавливается одна батарея, для энергоблоков 300 МВт и выше — одна батарея на каждый энергоблок. На АЭС аккумуляторные батареи являются аварийными источниками питания систем безопасности, СУЗ, аварийного освещения, а также источ­ником оперативного тока для устройств управления, автоматики, сигнали­зации и релейной защиты.

14. Трехфазные сети с заземленной нейтралью

В системе с изолированной нейтралью токи однофазных замыканий на землю определяются в основном емкостной составляющей, обусловленной распределенными емкостями проводов по отношению к земле (в некоторых случаях учитывается также ток утечки через несовершенную изоляцию ли­нии).

В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли (Ua, Ub, Uc) симметричны и равны фазному напряжению, а величина между­фазных емкостей и емкостей фаз относительно земли симметричны и одина­ковы. Тогда без учета междуфазных емкостей емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли Icoa Icob Icoc симметричны и равны между собой.

При этом геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю, а емкостный ток нормального режима в одной фазе не превышает нескольких ампер и не влияет на загрузку генераторов.

При возникновении металлического замыкания на землю какой-либо из фаз (например, фазы А) симметрия напряжений и токов в системе нарушается: напряжение поврежденной фазы снижается до нуля, а напряжение здоровых фаз повышается в ∏/3 раз, т. е. становится равным линейному напряжению. Одновременно на нейтрали появляется разность потенциалов U_н, по отно­шению к земле, по величине равной напряжению поврежденной фазы, но с обратным знаком. В связи с нарушением симметрии напряжений, нарушается и симметрия токов, текущих в землю.

Ток замыкания на землю явля­ется утроенным током нулевой последовательности так как

В сетях с изолированной нейтралью замыкание фазы на землю не является коротким замыканием, поскольку величина тока определя­ется величиной емкости фаз на землю и емкостной ток мал. Поскольку при этом треугольник линейных напряжений не искажается, то потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально.

15, 20. Основные характеристики систем возбуждения СГ

Возбуждение синхронных генераторов. Общие сведения

Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного тока возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения. Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке согласно кривой рисунка 3.1.

Скорость нарастания возбуждения равна .

Отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения называется кратностью форсировки U_f,пот/U_f,ном = k_ф. Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь k_ф ≥ 2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 с^-1. Все системы возбуждения подразделяются на две группы: независимое возбуждение и самовозбуждение (зависимое возбуждение).

16. Упрощенные схемы РУ

Упрощенные схемы с наименьшим количеством выключателей или во­обще без них получили наибольшее распространение на подстанциях. Преж­де всего это блочные схемы в которых элементы электроустановки соединя­ются последовательно без поперечных связей с другими блоками.

В блоках трансформатор - линия на подстанциях со стороны высокого напряжения можно использовать как выключатели, так и отделители QR и короткозамыкатели QN, как это показано на рисунке 9.4 а,б. Основным дос­тоинством схемы является экономичность, что привело к широкому приме­нению таких схем для однотрансформаторных подстанций, включаемых глу­хой отпайкой к транзитной линии.

а) блок трансформатор- линия с выключателем; б)блок трансформатор - линия с от­делителем; в) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой; г) мостик с выключателями Рисунок 9.4 - Упрощенные схемы РУ со стороны ВН

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор - линия, приведенная на рисунке 9.4 в, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS3, QS4 . На стороне ВН возможно применение схемы мос­тика, приведенной на рисунке 9.4.г.

17. Классификация систем возбуждения СГ

Синхронные машины в зависимости от их типа, номи­нальной мощности, частоты вращения ротора и других фак­торов оснащаются различными системами возбуждения.

К системам возбуждения предъявляются требования обеспечения нормированной кратности форсировки возбуж­дения и нормированной скорости нарастания напряжения возбуждения при форсировке. Под кратностью форсировки возбуждения понимают отношение предельного напряжения возбуждения синхронной машины в установившемся режи­ме к номинальному напряжению возбужде­ния.

Первоначально были разработаны и внедрены злектро-машинные системы возбуждения с возбудителями посто­янного тока, работающими по системе самовозбуждения или независимого возбуждения. Ими оснащались генераторы мощностью до 100 МВт. Опыт эксплуатации показал, что эти системы имеют ряд существенных недостатков и не могут быть изготовлены для современных мощных генераторов и синхронных компенсаторов. Узки­ми местами этих систем, ограничивающими их мощность и надежность работы, являются два узла, а именно: контакт­ные переходы от коллектора возбудителя к токосъемным щеткам и от токоподводящих щеток к контактным кольцам ротора. Наиболее жесткие ограничения накладывают усло­вия коммутации и механическая прочность коллектора воз­будителя.

Из-за практической невозможности создания мощ­ных электромашинных возбудителей для крупных синхрон­ных машин были разработаны более совершенные системы возбуждения с полупроводниковыми выпрямителями.

Системы возбуждения со статическими преобразовате­лями в настоящее время являются основными для крупных синхронных машин. Эти системы содер­жат тот или иной источник переменного тока и статический полупроводниковый преобразователь переменного тока в постоянный. Постоянный ток, как и в электромашинных системах возбуждения, подается на кольца ротора, нали­чие которых ограничивает возможности данной системы возбуждения. В качестве источников переменного тока ис­пользуются как специальные машины (независимая система возбуждения), так и сама цепь переменного тока возбуж­даемой машины (система самовозбуждения). В первом случае применяются индукторные генераторы трехфазного тока высокой частоты (500 Гц) или вспомогательные ге­нераторы трехфазного тока промышленной частоты, сцеп­ленные с валом возбуждаемой машины. При самовозбуж­дении переменный ток к выпрямителям подается через промежуточные элементы — выпрямительные трансфор­маторы, подключаемые параллельно к цепи статора воз­буждаемой машины, и трансформаторы силового компаун­дирования (в схемах прямого компаундирования), включа­емые последовательно в цепь статора машины. Наличие в системе самовозбуждения последовательно включенных трансформаторов позволяет обеспечить ее надежную ра­боту не только в нормальном режиме работы синхронной машины и при изменении ее нагрузки, но и в аварийных ре­жимах, особенно при близких коротких замыканиях.

В последние годы в ряде стран разрабатываются и внедряются бесщеточные диодные и тиристорные системы возбуждения, являющиеся, по-видимому, наиболее перспек­тивными системами возбуждения для крупных синхронных машин. Эти системы содержат источник переменного тока и полупроводниковый преобразователь, обмотка воз­буждения синхронной машины — соединяются жестко без вращающихся контактных переходов. В качестве источника переменного тока (возбудителя) используется так называ­емый обращенный синхронный генератор с обмоткой воз­буждения, расположенной на неподвижном статоре, и трех­фазной обмоткой переменного тока, расположенной на вра­щающемся роторе возбуждаемой синхронной машины. Неотъемлемым элементом систем возбуждения син­хронных машин являются устройства автоматического ре­гулирования возбуждения (АРВ). Различают АРВ про­порционального и сильного действия. Первые реагируют на значение и знак отклонения параметров режима (ток, напряжение) от заданных значений. Вторые, кроме того, реагируют и на скорость изменения параметров (первые и вторые производные изменения параметров). Наличие уст­ройств АРВ позволяет обеспечить оптимальный режим ра­боты синхронных машин при изменениях нагрузки и повы­сить устойчивость их работы при возмущениях в энерго­системе.

Все генераторы и синхронные компенсаторы оснащаются устройствами автоматического гашения поля машин при их внутренних повреждениях.

18. Термическое действие токов к.з.

19. Дугогасительные катушки и условия их выбора

Чаще всего причиной неполадок работы распределительных сетей является короткое замыкание на землю.

Чтобы свести к минимуму последствия короткого замыкания на землю, успешно применяется метод компенсации тока замыкания на землю. Это означает, что нейтраль системы заземляется через реактор с высоким полным сопротивлением, так называемую дугогасительную катушку, которая настраивается в соответствии с емкостным сопротивлением сети относительно земли.

На основе многолетнего опыта создания дугогасительных катушек, конструкция катушки была тщательно пересмотрена, в результате чего была создана новая серия дугогасительных катушек, которые соответствуют сегодняшним технологическим требованиям компенсации короткого замыкания на землю. С помощью современных методов планирования и производства было достигнуто значительное снижение себестоимости катушек с втяжным сердечником. Кроме того, время, необходимое для регулировки катушки с втяжным сердечником, можно свести до нескольких секунд с помощью высокоскоростного механического привода.

Дугогасительная катушка является центральным элементом защитной системы. Поскольку характеристики сети имеют свойство меняться, то и индуктивность дугогасительной катушки, используемой для заземления нейтрали, должна иметь возможность регулировки. Есть два основных принципа регулировки индуктивности:

Переключение операций в катушке, когда витки или секции катушки соединены или разъединены (секционная катушка), или непрерывное изменение магнитного сопротивления дугогасительной катушки посредством механического привода (катушка с втяжным сердечником).

39. Выбор зарядного и подзарядного агрегатов аккумуляторных батарей

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда

где n₀ — число основных элементов в батарее;

— напряжение на шинах;

U_ПЗ - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

Если принять U_Ш = 230 В, то

.

В режиме заряда при напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется

элементов.

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В)

элементов

где n — общее число элементов батареи.

К элементному коммутатору присоединяется n = n_min = 125 - 85 = 40 элементов.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле

где I_ав— нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А;

1,05 — коэффициент запаса;

j - допустимая нагрузка аварийного разряда, A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов, в зависимости от температуры электролита.

Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера. Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толч­ковому току

46N ≥ I_т,max,

где 46 - коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку;

I_т,max = I_ав+I_пр ;

I_пр—ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Ток подзаряда должен быть 0,037N, А, но, учитывая возможные продолжи­тельные разряды, этот ток принимают равным 0,15N, тогда

I_пз = 0,15N+I_п

где I_п — ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства 2,2n₀, тогда мощность его

Р_пз = (0,15N+I_п)2,2 n₀.

В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительные устрой­ства типа ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 380-260 В и ток 40-80 А.

Подзаряд добавочных элементов, если он предусмотрен схемой, осу­ществляется током

I_пз,доб=0,05N

при напряжении 2,2n_доб, где n_доб = n - 108.

46. Трансформаторы тока. Назначение, конструкция и схемы соединения

Назначение трансформаторов тока заключается в преобразовании (пропорциональном уменьшении) измеряемого тока до значений, безопасных для его измерения.

Простой пример необходимости использования трансформаторов тока – когда ввиду большой потребляемой мощности, значение измеряемого тока превышает допустимое, безопасное для прибора учёта. Т. е. при прямом включении нагрузки такой потребляемой мощности, токовые катушки счётчика попросту сгорят, что приведёт к его выходу из строя.

Устройство и схема трансформатора тока. Основной элемент конструкции трансформатора тока – это магнитопровод с двумя несвязанными между собой обмотками (первичная W1 и вторичная W2).  

Первичная обмотка – имеет большее сечение и меньшее количество витков,  включается последовательно – в разрыв цепи (контакты Л1 и Л2), вторичная – к токовым катушкам электросчётчика (контакты И1, И2).

51. Выбор аккумуляторных батарей

На ЭС и ПС устанавливаются аккумуляторные батареи для питания цепей управле­ния, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также для элек­троснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд. Основным источником постоянного тока  являются свинцово-кислотные аккумуляторы СК, которые  имеют большой срок службы и устойчивы в работе. На тепловых электростанциях с поперечными связями в тепловой ча­сти (ТЭЦ) мощностью до 200 МВт устанавливается одна аккумулятор­ная батарея, а при мощности более 200 МВт — две аккумуляторные бата­реи одинаковой емкости. На блочных ТЭС на каждом БЩУ устанавливается одна батарея, для энергоблоков 300 МВт и выше — одна батарея на каждый энергоблок. На АЭС аккумуляторные батареи являются аварийными источниками питания систем безопасности, СУЗ, аварийного освещения, а также источ­ником оперативного тока для устройств управления, автоматики, сигнали­зации и релейной защиты. На подстанциях 110 — 330 кВ с постоянным оперативным током уста­навливается одна аккумуляторная батарея 220 В, на подстанциях 500 — 750 кВ — две батареи 220 В без элементного коммутатора, работаю­щие в режиме постоянного подзаряда. На ГЭС мощностью да 1000 МВт устанавливается одна, а при мощно­сти более 1000 МВт — две аккумуляторные батареи в главном корпусе и при удаленном размещении ОРУ устанавливаются батареи в зоне ОРУ.

Расчет аккумуляторных батарей

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда , где n₀ — число основных элементов в батарее;

U_Ш— напряжение на шинах; U_ПЗ - напряжение на элементе в режиме подзаряда. Если принять U_Ш = 230 В, то .

В режиме заряда при  напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется

 элементов. В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В)

 элементов, где n — общее число элементов батареи.

К элементному коммутатору присоединяется n = n_min = 125 - 85 = 40 элементов. Типовой номер батареи N выбирается по формуле

 где I_ав— нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А; 1,05 — коэффициент запаса; j - допустимая нагрузка аварийного разряда, A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов, в зависимости от температуры электролита. Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера. Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толч­ковому току 46N ≥ I_т,max,  

53. Системы само возбуждения СГ

В таких системах возбуждения работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока.

В системе электромашинного самовозбуждения, приведенной на рисунке 3.6, возбудительный агрегат состоит из асинхронного двигателя М, питающегося от шин собственных нужд электростанции и генератора постоянного тока GE. В системе самовозбуждения с  полупроводниковыми  преобразователями, приведенной на рисунке 3.7, имеются две группы преобразователей – неуправляемые вентили VD и управляемые VS, трансформатор силового компаундирования ТА и выпрямительный трансформатор ТЕ.

Рисунок 3.6 - Принципиальная схема

зависимого  электромашинного

самовозбуждения

Рисунок 3.7. - Принципиальная схе­ма

полупроводникового само­возбуждения

Неуправляемые вентили VD получают питание от трансформаторов ТА, вторичный ток которых пропорционален току статора генератора, управляемые вентили VS получают питание от трансформаторов ТЕ, вторичное напряжение которого пропорционально напряжению генератора.

Вентили VD, обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при КЗ.  

55. Классификация систем возбуждения СГ. Безсчеточная система возбуждения

Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного  тока - возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими  и обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При  коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения. Все системы возбуждения подразделяются на  две группы: независимое возбуждение и самовозбуждение (зависимое возбуждение).

Системы независимого возбуждения:

- Система возбуждения с генератором постоянного тока.

- Системы возбуждения с  полупроводниковыми выпрямителями (используют высокочастотную систему возбуждения и тиристорную систему возбуждения).

Безщеточная система возбуждения

Особенностью такой системы возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке является отсутствие контактных колец. Вспомогательный СГ GE  выполнен по типу обратимой машины. Обмотка переменного тока - на  вращающейся части, а обмотка возбуждения - неподвижна. Ток от вращающейся обмотки переменного тока GE  подводится через проводники, закрепленные на валу, к вращающемуся  выпрямителю, и  далее к вращающейся обмотке возбуждения основного генератора.

Все генераторы имеют контактные кольца на валу ротора, к которым ток подводится с помощью щеток, что обуславливает снижение надежности, поэтому данная система возбуждения в сравнении с другими более надёжна.

29. Порядок расчета заземляющих устройств в сетях с изолированной и резанансо- заземленной нейтралью

1.  Определяют расчетный ток I₃ и R₃ .

2.  Определяют сопротивление естественных заземлителей R_e.

Сопротивление естественных заземлителей определяют путем замера в конкретной установке. Если R_е > R₃, то необходимо сооружение искусственных заземлителей, сопротивление которых должно быть равно: .

3.  Определяют расчетное удельное сопротивление грунта: , с учетом  удельного сопротивления грунта  при нормальной влаж­ности и  коэффициенте се­зонности k_с, учитывающего промерзание и просыхание грунта.

4. Определяют предварительно конфигурацию заземлителя. Расстояние между вер­тикальными заземлителями принимается не менее их длины. По плану заземляющего устройства определяется предварительно длина горизон­тальных заземлителей.

5. Определяют сопротивление горизонтальных заземлителей (соедини­тельной полосы контура), Ом

где l — длина полосы, м; b - ширина полосы, м; t- глубина заложения, м; ρ_расч - расчетное сопротивление земли для горизонтальных заземлителей. С учетом коэффициента использования сопротивление полосы , где η_г — коэффициент использования.

6. Если R_г < R_иск, то вертикальных заземлителей не требуется. Если  R_г > R_иск,   то   необходимы   вертикальные   заземлители    сопротивлением     .

7. Определяют сопротивление, Ом, одного вертикального заземлителя:

где ρ_расч- расчетное удельное сопротивление грунта, Ом∙м; l-длина стержня, м; d - диаметр стержня, м; t - глубина заложения, равная рас­стоянию от поверхности земли до середины заземлителя, м.

8. С учетом коэффициента использования вертикальных заземлителей η_в определяют количество вертикальных заземлителей.

30. Автоматические регулирования возбуждения СГ

Одним из основных элементов АРВ является форсировка  возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке. При значительном снижении напряжения  реле минимального напряжения KV замыкает контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR. Для автоматического  регулирования напряжения в нормальном режиме при изменениях нагрузки  применяется устройство компаундирования  с корректором напряжения, схема которого приведена на рисунке 4.4. Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. Вторичные обмотки трансформаторов тока ТА включены на промежуточный трансформатор Т и выпрямитель VD₁, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку  возбудителя LGE. Одновременно осуществляется регулирование по напряжению статора.

Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор Т (универсальный трансформатор с подмагничивание) оснащен обмоткаи 2 и 4 . Ток в обмотке 2 пропорционален U_Г.  При чисто активной нагрузке МДС обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты на 90^о, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого, ток компаундирования при неизменных величинах I_Г и U_Г получается тем больше, чем ниже cos  или выше реактивная нагрузка генератора, - это, так называемое, фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения. Через обмотку 4 подмагничивания Т производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения U_Г  при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят измерительные элементы И₁ и И₂, включаемые в цепь трансформатора напряжения TV через установочный автотрансформатор Т1.

36. Особенности схем электроснабжения с.н. АЭС

На АЭС в отношении надежности электроснабжения потребители с.н. разделяются на три группы: I - особо ответственные потребители, не допуска­ющие перерывов питания; II - особо ответственные потребители, допускающие перерыв питания на время 1-3 мин; III - потребители, не предъяв­ляющие повышенных требований к надежности электроснабжения.

Наиболее ответственными рабочими машинами на ГЭС являются насосы системы регулирования и смазки гидро­турбин, насосы технического водоснабжения, насосы и вентиляторы системы охлаждения генераторов и трансформаторов и др., которые не требуют регулирования производи­тельности. Для привода их применяют асинхронные электродвигатели с к.з. ротором, которые присоединяются к сети 380/220 В. В каче­стве независимых источников энергии предусматривают аккумуляторные батареи. Для электроснабжения приемников общего назначения и местной нагрузки предусматриваются два трансфор­матора с вторичным напряжением 6 – 10кВ, мощность которых выбирают достаточной для нагрузки. Наиболее ответст­венными приемниками электроэнергии системы с.н. подстанций являются системы управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осу­ществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии – аккумуляторной батареи.

Схема электроснабжения потребителей с.н. третьей группы одного блока АЭС с реакторами ВВЭР или РБМК (ГЦН с большой инерционной массой)

37. Порядок расчета заземляющих устройств в установках с эффективно-заземленной нейтралью

Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в попе­речном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом (рис 7.34, а). Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Сложный заземлитель заменяется расчетной квадратной моделью (рис. 7.34,6) при условии равенства их площадей S, общей длины гори­зонтальных проводников, глубины их заложения Г, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения. В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлаж­ненные слои — меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h_t с удельным сопротив­лением pj, нижний с удельным сопротивлением р₂. Величины р_и р_ъ и принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента к_с. Расчет производится в следующем порядке;

1.определяем напряжение на заземлителе: где кп- коэффициент напряжения прикосновения; для сложных заземлите­лей он определяется по формуле

где l_в—длина вертикального заземлителя, м; Lг— длина горизонтальных заземлителей, м; а — расстояние между вертикальными заземлителями, м; S —площадь заземляющего устройства, м²; М — параметр, зависящий от P1/p₂ следующим образом:

P1/Р2........0,5 1 2 3 4 5 6 7 8 10

М......... 0,36 0,5 0,62 0,69 0,72 0,75 0,77 0,79 0,8 0,82

-коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_H и со­противлению растекания тока от ступней R_c:

(723)В расчетах принимают Rч= 1000 Ом; Rc=1,5рв,с

2. Так как Uз=I3R3 то сопротивление заземляющего устройства дол­жно быть, Ом,

I3-ток сткающий с заземлителя проектируемого заземляющего

устройства при однофазном КЗ.Если однофазное КЗ произошло в пределах электроустановки, то

(7.25)где Iпо-ток однофазного КЗ в месте повреждения; х₀ - результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места КЗ;хт1-сопротивление нулевой последовательности трансформаторов рас­сматриваемой электроустановки.

Если однофазное КЗ произошло за пределами электроустановки, то

(7.26) 3. Определяют общее сопротивление естественных заземлителей, Ом: 4. Определяют общее сопротивление сложного заземлителя, преобразо­ванного в расчетную модель Ом;

где (7.29)

(7-30)

38. ИТН. Назначение и выбор

Измерительным трансформатором напряжения называют трансформатор, предназначенный для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения, и выполненный так, что вторичное напряжение трансформатора, увеличенное в К_ном раз, соответствует с требуемой точностью первичному напряжению (при изменении последнего в определенных пределах) как по модулю, так и по фазе. Множитель К_Н0М представляет собой номинальный коэффициент трансформации трансформатора напряжения. Применение трансформаторов на­пряжения обеспечивает безопасность для людей, соприкасающихся с измери­тельными приборами и реле, поскольку цепи высшего и низшего напряжения разделены, позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов, обмоток реле для номинального напря­жения 100 В, что упрощает производство и снижает стоимость. Номинальный коэффициент транс­формации равен отношению номинальных первичного и вторичного напряжений В отличие от силовых трансформа­торов номинальный коэффициент транс­формации трансформатора напряжения несколько отличается от отношения чи­сел витков п=w/w₂ Номинальные первичные напряже­ния трансформаторов стандартизованы в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений сетей. Исключе­ние составляют однофазные трансфор­маторы, предназначенные для включе­ния в звезду с заземленной нейтралью первичной обмотки, для которых в ка­честве номинальных первичных напря­жений приняты фазные напряжения се­тей, например

35 000/ или 220000/

Номинальные вторичные напряже­ния основных вторичных обмоток транс­форматоров напряжения установлены равными 100 или 100/ В. Напряжение U₁ измеряемое с по­мощью трансформатора напряжения, определяют умножением вторичного на­пряжения U₂ на номинальный коэффи­циент трансформации:

шкалы измерительных приборов, предназначенных для присоединения к трансформатору напряжения с номи­нальным коэффициентом трансформа­ции К_Н0М надписывают в значениях первичного напряжения, т. е. U₂K_HOM.

48. Классификация схем РУ 6-10 кВ ТЭЦ

В зависимости от значения напряжения РУ можно разделить на РУ 6 – 10 кВ (ТЭЦ ГЭС со сборными шинами, подстанций) и РУ повышенных напряжений 35 кВ и более. Для РУ 6-10 кВ применяют только две схемы: с одной или с двумя системами сборных шин и одним выключателем в присоединении (радиального типа). Для РУ 35 кВ и выше применяют большое разнообразие схем. Возможные варианты схем для каждого конкретного случая зависят, от типа электроустановки, ее мощности, уровня напряжения, схемы и параметров электрической сети, к которой данная установка подключается. В зависимости от напряжения электроустановки, количества присоединений, необходимости обеспечения надежности электроснабжения и гибкости, удобства ремонта и обслуживания применяются различные схемы РУ: с одной системой сборных шин, одной рабочей и обходной системой сборных шин, с двумя системами сборных шин, с двумя рабочими и одной обходной системами сборных шин, кольцевые схемы и др. Схемы РУ можно классифицировать и по количеству выключателей на одно присоединение: с двумя выключателями на присоединение; с одним выключателем на присоединение; дробные схемы (с тремя выключателями на два присоединения, с тремя выключателями на четыре присоединения) и т.д.

Проектирование (выбор) схемы РУ начинают с составления технически возможных и целесообразных вариантов. Далее на основании углубленного анализа их технических показателей и подсчета капиталовложений отбирают наиболее полно удовлетворяющие предъявляемым требованиям и конкурирующие между собой варианты. Для них проводят полное технико-экономическое сопоставление.

Электрические схемы РУ ТЭС должны учитывать требования надежности как электроснабжения, так и теплоснабжения потребителей.

Использование сдвоенных линейных реакторов позволяет применять на генераторном напряжении ТЭС в большинстве случаев секционированную по числу генераторов схему с одной системой сборных шин с секционными реакторами или без них. При четырех и большем количестве секций они могут быть

замкнуты в кольцо. Применение схемы с двумя системами шин обусловлено наличием большого количества потребителей с нерезервированным питанием или большим числом присоединений на секцию (больше 7). Число секций при этом определяется условием, что каждой из них не должно быть присоединено более двух генераторов.

56. Определение параметров схемы замещения при расчете к.з.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

При расчетах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Если расчет выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. За базовую мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВА. За базовое напряжение  - соответствующее среднее напряжение.

Каждому сопротивлению в схеме замещения присваивается определенный номер, который сохраняется за ним до конца расчета. После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. При этом используются правила параллельного и последовательного сложения сопротивлений и преобразование звезды в треугольник и обратно.

В процессе преобразования схемы замещения  часто возникает задача разделения, так называемых, связанных цепей, когда токи от  нескольких источников проходят через общее сопротивление х₄. Для того чтобы определить ток, поступающий  к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показанному на рисунке 7.1 г.

Рисунок 7.1 -  Разделение связанных цепей. Определяют результирующее сопротивление схемы

Х_рез = х_эк + х₄ где х_эк – эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы х_эк = х₁ // х₂ // х₃.

 Относительное значение периодической составляющей тока в месте повреждения принимают за единицу  и находят коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника.

На основании закона Кирхгофа можно записатьI _п*I + I_п*II + I_п*III = I_п = 1,  а также   и т.д. Отсюда коэффициенты распределения по ветвям ,         и т.д. Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия С₁ + С₂ + С₃ = 1 и  ,       и т.д. 

57. Источники оперативного тока на электростанциях и подстанциях

Применяются два вида оперативного тока: переменный — на подстанциях с упрощенными схемами и постоянный — на станциях и подстанциях, имеющие стационарные аккумуляторные установки.

Переменный оперативный ток. В качестве источника применяются трансформаторы тока и напряжения, а также трансформаторы собственных нужд. Каждый из этих источников в отдельности обладает характерными недостатками. Так, трансформаторы тока могут обеспечивать надежное питание оперативных цепей только лишь во время КЗ, когда резко возрастают ток и напряжение на их зажимах. Трансформаторы напряжения и собственных нужд, наоборот, непригодны для питания оперативных цепей при КЗ, так как при этом снижается напряжение в питающей сети, но они пригодны для питания оперативных цепей в режимах работы, близких к номинальным. В силу указанных недостатков область раздельного применения этих источников ограничена.

Широкое применение на подстанциях нашли источники комбинированного питания одновременно от трансформаторов тока ТТ и напряжения ТН (рисунок 3.1). Комбинированное питание по указанной схеме хотя и универсально, но ограничено по мощности. Оно пригодно для питания оперативных цепей защит, автоматики и управления легкими приводами выключателей (пружинными, грузовыми).

Помимо непосредственного отбора мощности от трансформаторов тока и напряжения, на подстанциях широко применяются конденсаторные устройства, позволяющие использовать предварительно запасенную в них электрическую энергию для питания реле, приводов отделителей и выключателей. Используются комплекты конденсаторов емкостью 40, 80 и 200 мкФ.

Для обеспечения надежной работы очень важно, чтобы конденсаторы постоянно находились в заряженном состоянии. Для этого необходимо следить за исправным состоянием как самих конденсаторов, так и изоляции подключенных цепей.

Если на подстанции установлены электромагнитные приводы, то питание их электромагнитов включения осуществляется централизованно от специальных выпрямительных установок, питаемых от сети с. н.

Постоянный оперативный ток. Основным источником являются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с зарядными устройствами напряжением 110 и 220 В, а на небольших подстанциях — 24 или 48 В. Они обеспечивают питание оперативных цепей реле защит, автоматики, электромагнитов отключения и включения коммутационных аппаратов, а также цепей сигнализации. От аккумуляторных батарей питаются устройства связи, аварийное осветление, двигатели резервных маслонасосов турбин и т. д.

4. Растекание тока к земле. Напряжение шага и прикосновения

Ток замыкания I₃, проходя через заземлитель и сопротивление растеканию тока с заземлителя R₃, растекается в земле во всех на­правлениях. Вблизи заземлителя плотность тока максимальная. По мере удаления от заземлителя сопротивление земли из-за увели­чения площади падает, что приводит к более плавному снижению потенциала земли: кривая ОАВС по мере приближения к точке С становится более пологой, а потенциал земли снижается до нуля. За пределами так называемой зоны растекания, начиная с точки с, находится зона нулевого потенциала.

Сопротивление растеканию тока с заземлителя с учетом со­противления заземляющих проводников составляет сопротивле­ние заземляющего устройства R₃, которое можно определить по выражению R₃ =U₃/I₃, где U₃— напряжение на заземляющем устройстве, В; I₃ — ток, стекающий с заземлителя в землю, А.

Если человек попадает в зону растекания и подходит к аппара­ту, у которого изоляция одной из фаз повреждена, он попадает под шаговое напряжение между двумя точками земли, обуслов­ленное растеканием тока замыкания на землю, при одновременном касании их ногами человека. Расстояние между двумя точками зем­ли принимается равным 0,8 м.

Если человек коснется корпуса аппарата с поврежденной изоля­цией, то он попадает под напряжение прикосновения, равное раз­ности потенциалов между рукой и ногами.

Напряжением прикосновения называется напряжение между двумя точками цепи тока замыкания на землю (на корпус) при одновременном прикосновении к ним человека.

Вблизи одиночного заземлителя при пробое изоляции напряжение шага и прикосновения опасны для жизни людей, поэтому одиночные заземлители не решают проблему безопасности.

Напряжения прикосновения и шага могут быть значительно снижены, если кривую снижения потенциала земли вблизи заземлителя сделать более поло­гой. В электроустановках на­пряжением свыше 1000 В, это достигается контурным разме­щением заземлителей в защищаемой зоне (рис. 9.4, а). Кон тур заземления состоит из ряда вертикальных заземлителей, со­единенных металлической полосой. Потенциал земли в любой точке складывается из потенциалов, создаваемых отдельными электродами контура (рис. 9.4, б) Как видно на рис. 9.4, а в защищаемой зоне искусственно поднят потенциал земли по oтношению к зоне нулевого по­тенциала, чем обеспечиваются безопасные напряжения шага и прикосновения. За пределами контура заземления происходит спад потенциала. Для устранения опасных шаговых напряжений в этих местах стремятся создать кри­вую спада потенциалов достаточно пологой.

63. Допустимые значения сопротивления заземления для различных электроустановок

Заземлению подлежат металлические части электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции токоведущих частей Расчетным током для заземляющих проводников является наибольший из токов однофазного замыкания (установившееся значение), протекающих через заземляющее устройство или при замыкании на землю вне его; при этом следует учитывать распределение тока замыкания на землю между заземленными нейтралями сети.

В электроустановках выше 1000 В с большими токами замыкания на землю сопротивление заземляющих устройств в любое время года должно быть не более 0,5 Ом. В целях обеспечения безопасности должно быть выполнено выравнивание потенциала путем устройства контурного заземляющего устройства.

В электроустановках напряжением выше 1000 В с малыми токами замыкания на землю без компенсации емкостных токов сопротивление заземляющего устройства при протекании расчетного тока замыкания на землю в любое время года должно быть не более:

а) если заземляющее устройство одновременно используется для электроустановок до 1000 В, то

,Ом б) если заземляющее устройство используется только для электроустановок выше 1000 В, то

,м,где - наибольшее при учете сезонных колебаний сопротивление заземления; - расчетный ток замыкания на землю, А.

Расчетный ток замыкания на землю можно определить по приближенной формуле , где — межфазное напряжение, кВ; , — протяженность кабельных и воздушных линий, м.

Сопротивление заземляющего устройства для этих сетей должно быть не более 10 Ом.

В электроустановках с малыми токами замыкания на землю при компенсации емкостных токов сопротивление заземляющего устройства должно быть рассчитано по вышеприведенным формулам. При этом в качестве расчетного тока следует принимать:

а) для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие аппараты, ток, равный 125% номинального тока этих аппаратов;

б) для заземляющих устройств, к которым не присоединены аппараты, компенсирующие емкостный ток, остаточный ток замыкания на землю, который может иметь место в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов, но не менее 30 А.

Расчетные величины токов замыкания на землю должны быть определены для той из возможных в эксплуатации схемы сети, при которой токи замыкания на землю имеют наибольшую величину.

10. Классификация источников оперативного тока

Применяются два вида оперативного тока: переменный — на подстанциях с упрощенными схемами и постоянный — на станциях и подстанциях, имеющие стационарные аккумуляторные установки.

Переменный оперативный ток. В качестве источника применяются трансформаторы тока и напряжения, а также трансформаторы собственных нужд. Каждый из этих источников в отдельности обладает характерными недостатками. Так, трансформаторы тока могут обеспечивать надежное питание оперативных цепей только лишь во время КЗ, когда резко возрастают ток и напряжение на их зажимах. Трансформаторы напряжения и собственных нужд, наоборот, непригодны для питания оперативных цепей при КЗ, так как при этом снижается напряжение в питающей сети, но они пригодны для питания оперативных цепей в режимах работы, близких к номинальным. В силу указанных недостатков область раздельного применения этих источников ограничена.

Постоянный оперативный ток. Основным источником являются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с зарядными устройствами напряжением 110 и 220 В, а на небольших подстанциях — 24 или 48 В. Они обеспечивают питание оперативных цепей реле защит, автоматики, электромагнитов отключения и включения коммутационных аппаратов, а также цепей сигнализации. От аккумуляторных батарей питаются устройства связи, аварийное осветление, двигатели резервных маслонасосов турбин и т. д.

69. Устройство АРВ. Принцип действия фазового компаундирования с электромагнитным корректором

Согласно Правилам технической эксплуатации все генераторы не­зависимо от их мощности и напряжения должны иметь устройство форсировки возбуждения, а генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть также оснащены автоматическими регуляторами возбуждения

(АРВ). Простейшим автоматическим устройством, предназначенным для бы­строго увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме, является релейная форсировка возбуждения (реле КV и контактор КМ на рис. 1). Принцип действия форсировки состоит в том, что при значительном сни­жении напряжения на зажимах генератора (обычно ниже 85% но­минального) реле минимального напряжения К V замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR. В результате ток возбуждения возбудителя быстро возрастает до макси­мального значения и возбуждение генератора достигает предельного значения. Широко распространенными АРВ яв­ляются устройства компаундирования в сочетании с корректором напряжения (рис. 2).

Термин «компаундирование» обозна­чает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. В нормальном режиме в случае увеличения тока статора (при активно-индуктивной нагрузке) напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирование автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя, а следова­тельно, и ток ротора генератора, благодаря чему напряжение на зажимах статора генератора восстанавливается. Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режи­мах работы генератора, когда напряжение генератора снижается, а ток в обмотке статора значительно возрастает.

В схему компаундирования входят трансформаторы тока ТА, вторич­ные обмотки которых включены на промежуточный трансформатор T, а также выпрямитель VD1, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку возбуждения возбудителя LGE. Ток компаун­дирования I_k без учета коррекции пропорционален I_г.

Компаундирование в чистом виде не может обеспечить достаточно точ­ное поддержание напряжения генератора. Поэтому одновременно с регули­рованием возбуждения по току статора генератора применяется еще регу­лирование по напряжению статора.

рис 1. рис 2.

71. Понятие термической устойчивости электрооборудования. Тепловой импульс

При протекании тока КЗ темп-ра проводника повыш-тся. Длительность процесса Кз обычно мала, поэтому тепло, выделяющееся в проводнике, не успевает передаться в окруж среду и практически целиком идет на нагрев проводника.

Поскольку ток Кз значительно превышает ток рабочего режима, нагрев проводника может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, к деформации рабочих токоведущих частей и т.д.

Критерием термической стойкости проводника является допустимая его температура нагревами токами КЗ. Поэтому проводник следует считать термически стойким, если температура его в режиме КЗ не превышает допустимых величин.

Определить температуру проводника в процессе КЗ можно следующим образом

где значение полного тока КЗ, значение активного сопротивления проводника при данной его температуре.

Практически все тепло идет на нагрев проводника где G масса проводника, уд теплоемкость.

Обозначим импульс квадратичного тока, пропорциональный кол-ву тепла, выд-го током КЗ в проводнике. При вычеслении значения импульса квадратичного тока КЗ будет несколько завышено, так как в действительности ток затухает. Но уточнять значение как правило нет необходимости, т.к. проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях ( генератор, тр-тор связи и др.) по условиям длительного режима и электро динамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости.

В ПУЭ оговорен ряд случаеа, когда допустимо не проверять аппараты и проводники но термическую стойкость при КЗ. Это касается проводов ВЛ при отсутствии на них быстродействующих АПВ, аппаратов и проводников цепей, защищенных плавкими предохранителями, проводников цепей ТН и т.д.

70. Режимы работы электрической сети с изолированной нейтралью

В системе с изолированной нейтралью токи однофазных замыканий на землю определяются в основном емкостной составляющей, обус­ловленной распределенными емкостями проводов по отношению к земле (в некоторых случаях учитывается также ток утечки через несовершен­ную изоляцию линии). В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли (U_А, U_В, U_С) симметричны и равны фазному напряжению, а величина междуфазных емкостей и емкостей фаз относительно земли симметричны и одинаковы. Тогда без учета междуфазных емкостей емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли I_СОА, I_СОВ, I_CОС будут также симметричны и равны между собой. При этом геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю, а емкостный ток нормального режима в одной фазе не превышает нескольких ампер и не влияет на загрузку генераторов. При возникновении металлического замыкания на землю какой-либо из фаз (например, фазы А) симметрия напряжений и токов в системе нарушается: напряжение поврежденной фазы снижается до нуля, а на­пряжение здоровых фаз повышается в раз, т. е. становится равным линейному напряжению. Одновременно на нейтрали появляется разность потенциалов , по отношению к земле, по величине равной напряже­нию поврежденной фазы, но с обратным знаком, как это показано на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Однофазное замыкание на зем­лю в сети с изолированной нейтралью

В связи с нарушением симметрии напряжений, нарушается и сим­метрия токов, текущих в землю, т. е.

Ток замыкания на землю I₃ определится как сумма токов .

Как следует из полученных выражений, ток замыкания на землю является утроенным током нулевой последовательности так как

Этот же результат получается и из векторной диаграммы.

Величина емкости С относительно земли зависит от конструк­ции воздушных линий и кабелей и может колебаться в зависимости от расположения проводов относительно земли. Для практических расчетов можно пользоваться усредненными значе­ниями: для воздушных линий мкФ/км; для кабелей мкФ/км. Тогда для тока в земле получим соответственно

(для воздушных сетей) и (для кабельных сетей) где U - линейное напряжение сети (кВ); l - длина линий или сети (км).

На практике часто возникают замыкания на землю и через переход­ные сопротивления, например, через поврежденный изолятор и дере­вянную опору. В этом случае смещение нейтрали будет меньше и будут меньше и повышения напряжения на здоровых фазах и ток замыкания на землю. Замыкание на землю может сопровождаться прерывистой дугой, когда какие-либо посторонние предметы, имеющие связь с землей, прерывисто и бессистемно приходят в соприкосновение с токоведущими частями цепи. Примером таких замыканий может служить со­прикосновение ветвей деревьев с проводами линии передачи во время бу­ри при плохо расчищенной трассе. Однофазное замыкание на землю в системе с изолированной нейтралью может сопровождаться перемежающейся дугой. При таких замыканиях дуга в течение каждого полупериода рабочей частоты систематически зажигается и гас­нет в месте замыкания на землю (при частоте 50 гц — 100 раз в секунду).

Таким образом, в сетях с изолированной нейтралью замыкание фазы на землю не является коротким замыканием, поскольку величина тока определяется величиной емкости фаз на землю и емкостной ток мал. Поскольку при этом треугольник линейных напряжений не искажается, то потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально. Вследствие того, что при замыканиях на землю напряжение неповрежденных фаз увеличивается в раз, изоляция в сетях с незаземленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей, и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей. Однако становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания через землю, причем вторая точка замыкания может находиться на другом участке электрически связанной сети через землю и короткое замыкание может затронуть несколько участков, вызывая их отключение, как это показано на рисунке 1.2.

74. Электропривод механизмов с.н. Выбор типа электродвигателя

Выбор электродвигателей собственных нужд

 Электродвигатели собственных нужд работают в условиях неблагоприятного микроклимата при высокой температуре, большой влажности и  запыленности, при наличии вибраций с частыми пусками  и остановами.

  В наибольшей степени  приспособленными к таким условиям являются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели применяют только для привода мощных рабочих машин - шаровых мельниц, циркуляционных и сетевых насосов. 

Электродвигатели постоянного тока применяют для привода  питателей пыли, которые требуют широкого и плавного регулирования и   для привода резервных маслонасосов турбины, которые  должны работать даже при полном исчезновении напряжения.

Для регулирования производительности при использовании асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором прибегают к дроссельному регулированию и регулированию с помощью направляющего аппарата рабочей машины.  Для расширения диапазона регулирования выбирают двухскоростные асинхронные двигатели, но они требуют двух присоединений к РУ СН.

При тяжелых условиях пуска (шаровые мельницы, машины подъемно-транспортных устройств) подбирают асинхронный двигатель с двойной беличьей клеткой. Номинальную частоту вращения электродвигателя подбирают равной номинальной частоте вращения механизма. Номинальная мощность двигателя  . 

Асинхронные двигатели двигатели с короткозамкнутым ротором должны допускать два пуска подряд из холодного состояния и один пуск из горячего состояния. Для успешного разворота агрегата необходимо, чтобы вращающий момент двигателя Мд превышал момент сопротивления Мс рабочей машины на всем диапазоне изменения частоты вращения от 0 до nном

 где Mд (n)—моментная характеристика двигателя при номинальном напряжении Uном; Uд,t - напряжение на выводах двигателя во время пуска; Мc (п) -характеристика момента сопротивления рабочей машины.

Проверку на нагрев ЭД при пуске осуществляют сопоставлением времени пуска tп, вычисленного с помощью уравнения движения двигателя, с допускаемым временем пуска . Допускаемое время пуска определяют в предположении, что до пуска двигатель работал с номинальной нагрузкой, а теплоотдача во время пуска пренебрежимо мала:

 где - превышения температуры обмотки статора над температурой охлаждающей среды соответственно допускаемое и при номинальной нагрузке, 0С;

 - номинальная плотность тока  (4—6 А/мм2); - кратность пускового тока.

75. Выбор и проверка ТТ по классу точности

Трансформаторы тока выбирают по напряжению установки ,

по току, по конструкции и классу точности и по электродинамической стойкости: . В приведенных выражениях обозначено: — ударный ток КЗ по расчету; — кратность электродинамической стойкости по каталогу; —номинальный первичный ток трансформа­тора тока; — ток электродинамической стойкости.

Проверка по термической стойкости сводится к выполнению соотношения

где - тепловой импульс по расчету; - кратность термической стойко­сти по каталогу; - время термической стойкости по каталогу; - ток термической стойкости по каталогу.

Проверка по классу точности осуществляется путем соответствия допустимой и фактической вторичной нагрузки трансформаторов где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности. -сопротивление цепи вторичной нагрузки, состоящее из сопротивления приборов, соедини­тельных проводов и переходного сопротивления контактов.Сопротивление приборов определяется по выражению

где - мощность, потребляемая приборами; - вторичный номи­нальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов и зависит от их длины и сечения. Зная , можно определить их сечение . Во вторичных цепях основного и вспомо­гательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами (ρ = 0,0175). В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюми­ниевыми жилами (ρ = 0,0283).

Расчетная длина l_расч зависит от схемы соединения трансформаторов тока и длины соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец). Для разных присоединений приблизительно можно принять: Цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям 40 – 60 м; Цепи генераторного напряжения блочных ЭС 20 – 40 м; Линии 6—10 кВ к потребителям 4 – 6 м;

Цепи РУ: 35 кВ - 60 – 75 м; 110 кВ - 75 – 100 м; 220 кВ- 100 – 150 м; 500кВ - 150 – 200 м. Для подстанций указанные длины снижают на 15 — 20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные кон­трольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэти­леновой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или спе­циальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

76. Области применения схем РУ с обходной системой сборных шин

Классификация РУ осуществляется по признаку устройства сборных шин: с одной системой сборных шин; с одной рабочей и обходной  системами сборных шин; с двумя системами сборных шин; с двумя рабочими и обходной. Кроме этого сборные шины могут быть секционированы. Существуют и упрощенные схемы. Это схемы блоков, треугольника, мостика, квадрата, и, так называемые, дробные схемы. В качестве примера на рисунке 6.3 показаны наиболее простые схемы распределительных устройств.

а) одинарная секционированная система сборных шин;

б) одинарная с обходной;

в) двойная система сборных шин;

г) двойная с обходной.

Рисунок 6.3 - Варианты схем РУ сборных шин

В схеме с одинарной системой сборных шин каждому выключателю соответствует два разъединителя: шинный и линейный. Операции с разъединителями возможны только при отключенном выключателе. 

В схеме с двумя системами сборных шин каждое присоединение содержит два шинных разъединителя, назначение которых как изоляционное, так оперативное.

Схема предусматривает шиносоединительный выключатель. Здесь могут быть два режима: а) одна система шин рабочая, другая – резервная; б) обе системы шин рабочие с равномерно распределенной нагрузкой (фиксированное присоединение).

Обходная система шин применяется для вывода в ремонт одной из шин, сохраняя в работе все присоединения. Каждый элемент присоед-ся через развилку 2-х шинных разъед-й , что позволяет осущ-ть работу как одной так и другой системы шин. Эта система гибкая и надежная.

К недостаткам можно отнести большое кол-во разъединителей, изоляторов, токовед-х материалов и выключателей, сложная конструкция РУ.

77. Основные принципы выбора системы сборных шин на ТЭЦ

Электрические схемы РУ ТЭЦ должны учитывать требования надежности как электроснабжения, так и теплоснабжения потребителей.

Использование сдвоенных линейных реакторов позволяет применять на генераторном напряжении ТЭЦ в большинстве случаев секционированную по числу генераторов схему с одной системой сборных шин с секционными реакторами или без них (рис.3.3, а). При четырех и большем количестве секций они могут быть замкнуты в кольцо.

Рис 3.3. Электрические схемы РУ 6 – 10 кВ ТЭЦ со сборными шинами на

генераторном напряжении

Применение схемы с двумя системами шин (рис. 3.3, б) обусловлено наличием большого количества потребителей с нерезервированным питанием или большим числом присоединений на секцию (больше 7). Число секций при этом определяется условием, что каждой из них не должно быть присоединено более двух генераторов.

Схема с двумя системами шин может оказаться целесообразной для ТЭЦ с постоянным потреблением мощности из системы (относительно редкий случай). При выполнении схемы с одной системой шин необходимо рассмотреть режим вывода в ремонт секции, к которой присоединяются генератор и трансформатор. Последнее может потребовать либо увеличения мощности трансформаторов, либо перехода на схему с двумя системами шин.

В схеме с двумя системами шин секционируют рабочую систему (рис. 3.3, 6). Если секционная связь реактирована, она должна иметь присоединение к двум системам шин (показано пунктиром).

Схемы на повышенном напряжении ТЭЦ, имеющих 1 или 2 трансформатора связи, выбираются так же, как на подстанциях. В зависимости от значения напряжения и числа присоединений, характера присоединенных линий, местоположения станции в системе схемы могут быть упрощенного типа (блочные, мостики), со сборными шинами и кольцевые.

2. Режимы работы нейтрали в электрических сетях

Нейтраль – это общая точка фазных обмоток генераторов и трансформаторов, соединяемых в звезду. Способ связи нейтрали с землей в значительной степени определяет надежность работы электрических сетей.

В странах СНГ принята следующая классификация сетей: сети с незаземленными (изолированными) нейтралями; сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями; сети с эффективнозаземленными нейтралями; сети с глухозаземленными нейтралями.

К первой и второй группам относятся сети напряжением 3-35 кВ.

К третьей группе относятся сети напряжением 110 кВ и выше, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление.

К четвертой группе относятся сети напряжением 220, 380 и 660 В. Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном, это сети с незаземленными и резонансно-заземленными нейтралями).

Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с эффективно-заземленными нейтралями).

59. Схема РУ с двумя системами сборных шин

Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой си­стеме шин, как это показано на рисунке 9.3.

Рисунок 9.3 – Схема с двумя системами сборных шин. Рабочая система шин секционирована выключателем QB. Вторая система шин А2 является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA1 и QA2, которые в нормальном режиме отключены. Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением, и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется работой с фиксированным присоединением цепей. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Недостатки - большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложная конструкция РУ. Недостатком является и использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что может привести к возможности ошибочного отключения тока нагрузки.

7. Понятие о пуске и само запуске электропривода с.н.

Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором (АД) получили наибольшее применение. Используются одно - и двухскоростные АД. Основным недостатком является отсутствие возможности плавного регулирования частоты вращения, однако в большинстве случаев этого и не требуется.

Синхронные электродвигатели (СД) так же не имеют возможности регулировать частоту вращения без применения промежуточных устройств, но они имеют более высокий к. п. д., способность вырабатывать реактивную мощность, изготавливаются на большую мощность и применяются для питания мощных тихоходных шаровых мельниц.

При к. з. в системе с. н. и автоматическом переводе питания двигателей с рабочего трансформатора на резер­вный возможны глубокие снижения и даже кратковре­менное исчезновение напряжения. При этом момент двигателей становится меньше момента сопротивления механизмов, возникает торможение дви­гателей, а иногда и полная их остановка.

После восста­новления нормальных условий питания начинается про­цесс восстановления частоты вращения. Процесс подъе­ма частоты вращения частично затормозившихся или полностью остановившихся двигателей после восстанов­ления их рабочего или резервного питания до исходной рабочей частоты вращения без вмешательства эксплуа­тационного персонала называют самозапуском.

Продолжительность самозапуска двигателей не должна превышать 30 — 35 с для станции среднего давления из-за опасности повреждения обмоток двигателей от перегрева; 20 — 25 с для станции высокого давления с поперечными связями и 15 — 20 с для блочных станций из-за возможности отключения котельных или блочных агрегатов технологической защитой при более продолжительном самозапуске.

Самозапуск двигателей до нормальной частоты вращения происходит каскадно. Первыми заканчивают разбег двигатели механизмов с легкими условиями пуска, например циркуляционных (ЦЭН), конденсатных насосов. Благодаря снижению пусковых токов этих двигателей до номинальных напряжение на секции повышается, что облегчает разбег других двигателей: питательных насосов (ПЭН), дымососов (Д), дутьевых вентиляторов (ДВ) и т.д. Каскадный разбег двигателей позволяет обеспечить их самозапуск при начальном напряжении несколько ниже того, которое требуется для двигателей механизмов с тяжелыми условиями пуска.

Самозапуск ответственных двигателей после перерыва питания должен обеспечиваться: на ТЭЦ с шинами генераторного напряжения от ненагруженного резервного источника питания, на станциях с блочными агрегатами 165 МВт и выше от резервного трансформатора, уже нагруженного на 50%. Предварительную нагрузку резервного трансформатора на 50 % приходится учитывать, поскольку она соответствует режиму пуска или остановки блока от резервного трансформатора, а блоки пускаются и останавливаются сравнительно часто, и пуск их из холодного состояния продолжителен.

Для успешности самозапуска начальное напряжение на шинах с. н. должно быть достаточным, чтобы создать избыточный момент для разбега всех основных двигателей, а продолжительность разбега двигателей, зависящая как от начального напряжения, так и скорости его восстановления, не должна превышать предельно допустимую.

Точный расчет самозапуска может быть произведен графоаналитическим методом последовательных интервалов. Но этот метод громоздкий и весьма трудоемкий. С достаточной степенью точности успешность самозапуска может быть проверена по методу эквивалентного двигателя, разработанному в Союзтехэнерго.

Начальное напряжение на шинах с.н. при самозапуске двигателей от резервного ненагруженного источника питания определяется по формуле

где — напряжение ХХ источника питания, отн. ед.; К_п — номинальная кратность пускового тока двигателя, отн. ед.; К_i — коэффициент, учитывающий уменьшение пускового тока двигателей при самозапуске по сравнению с его значением для остановившихся двигателей (рисунок 1.3); Х_Σ — суммарное сопротивление цепи питания (системы трансформатора, реактора, линии, шин).

Уравнение самозапуска можно представить в виде

. Таким образом самозапуск (т. е. > 0) воз­можен при условии, что в процессе самозапуска положителен

Успешность самозапуска зависит от правильно выбранного соотношения между моментами двигателя и механизма и от уровня напряжения на зажимах двигателя.

6. Назначение АГП и принципы выполнения

Автоматическое гашение поля - это процесс быстрого уменьшения магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю.

Рисунок 4.1 - Схема электрических цепей при гашении поля генератора автоматом с дугогасящей решеткой

Короткое замыкание внутри СГ происходит через электрическую дугу, что обуславливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Быстрое гашение поля генератора необходимо для ограничения размера аварии и предотвращения выгорания меди обмотки и стали статора.

Если просто отключить обмотку ротора от возбудителя, то за счет большой индуктивности на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Нужно с одновременным отключением возбудителя обеспечить поглощение энергии магнитного поля обмотки ротора.

В настоящее время известны три способа гашения поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопротивление; включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки и противовключение возбудителя.

Рисунок 4.2 - Гашение поля при независимом тиристорном возбуждении генератора 1 - АГП; 2 - ввод резервного возбуждения; 3 — главный тиристорный возбудитель; 4 - тиристорный возбудитель вспомогательного генератора; 5 - контакты гашения поля; R_Г - сопротивление гашения поля. В первом случае процесс затягивается и имеется возможность пробоя, поэтому наиболее распространенным способом является гашение поля при помощи дугогасительной решетки, как это показано на рисунке 4.1. При КЗ в генераторе реле защиты KL срабатывает и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAT выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5-3 мм. АГП имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе замкнуты. Контакты 3 АГП вводят добавочное сопротивление R_д в цепь возбуждения возбудителя. При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные. Дуга затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, падение напряжения на которых сохраняется постоянным, равным 25-30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах. Время гашения составляет 0,5-1 с, а условия гашения близки к оптимальным. Для генераторов с тиристорным возбуждением при отключении автомата гашения поля главные вентили переводятся в инверторный режим, как это показано на рисунке 4.2. Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения.

3. Последствие протекания токов к.з. Назначение и порядок расчета токов к.з.

К.з. возникают в эл. установках в результате пробоя и перекрытия изоляции эл. оборудования, а так же из за неправильных (ошибочных) действий персонала.

При возникновении к.з. в эл. системах сопротивление цепи уменьшается (зависит от положения точки к.з. в системе), что приводит к увеличению токов в отдельных ветвях системы по сравнению с токами нормального режима. Это вызывает снижение напряжения в системе которое особенно велико вблизи места к.з.

При к.з. резко возрастает протекающая в цепи сила тока, что обычно приводит к механическому или термическому повреждению устройства. В месте к.з. может возникнуть электрическая дуга.

К.з. в одном из элементов энергетической системы способно нарушить её функционирование в целом — у других потребителей может снизиться питающее напряжение, при коротких замыканиях в трёхфазных сетях возникает асимметрия напряжений, нарушающая нормальное электроснабжение. В больших энергосетях к.з. может вызывать тяжёлые системные аварии.

В случае повреждения проводов воздушных линий электропередачи и замыкании их на землю, в окружающем пространстве может возникнуть сильное электромагнитное поле, способное навести в близко расположенныом оборудовании ЭДС, опасную для аппаратуры и работающих с ней людей.

Рядом с местом аварии происходит растекание потенциала по поверхности земли, шаговое напряжение может достигнуть опасного для человека значения

5. Порядок выбора и проверки ИТТ и ИТН

Трансформаторы тока Трансформатоы тока предназначены для уменьшения первичного тока до  стандартных значений, принятых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации

где I_1ном и I_2ном — номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.

Рисунок 5.5.1 - Схема включения трансформатора тока

Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.

Выбор:

1) 2) 3) 4) По конструкции и классу точности 5) По электродин-й устойч-ти 6) Проверка по термической стойкости сводится к выполнению соотношения

Трансформаторы напряжения Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/√3В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рисунке 5.5.6.  Первичная обмотка включена на напряжение сети U_1, а к вторичной обмотке (напряжение U₂) присоединены параллельно катушки из­мерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен.

Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.

1 – первичная обмотка; 2 -  магнитопровод; 3 – вторичная обмотка Рисунок 5.5.6 - Схема включения  трансформатора напряжения

Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением

где U_1ном, U_2ном — номинальные первичное и вторичное напряжение.

Так же как и трансформаторы тока,  трансформаторы напряжения имеют погрешности. В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.

Выбор:

1)

2) по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке .

При расчете номинальной мощности в выбранном классе точности для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соеди­ненных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора. Вторичная нагрузка включает в себя все измерительные приборы и реле, присоединенные к трансформатору напряжения. Если вторичная нагрузка превышает ном-ю мощность в выбранном классе точности то уст-ют 2-й ТН и часть приборов присоед-т к нему

3) Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не бо­лее 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при номинальной нагрузке. Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил

35. Процесс к.з. в цепи питающейся от шин неизменного напряжения

На рис. 3.2 показана простая симметричная трехфазная цепь с активно-индуктивным сопротивлением, что характерно для большинства реальных электрических сетей. Цепь питается от источника, у которого в нормальном режиме работы и при КЗ на зажимах сохраняется симметричная и неизмен­ная по значению трехфазная система напряжений. Короткое замыкание делит цепь на две части: правую с сопротивлениями r₁ и х₁ = wLi в каждой фазе и левую, содержащую источник питания и сопротивления цепи КЗ r_к и х_к =wLk. Процессы в обеих частях схемы при трехфазном КЗ протекают независимо.

Правая часть рассматриваемой цепи оказывается зашунтированной КЗ, и ток в ней будет поддерживаться лишь до тех пор, пока запасенная в индуктивности L₁ энергия магнитного поля не перейдет в тепло, выде­ляющееся в активном сопротивлении r₁. Этот ток при активно-индуктивном характере сопротивления цепи не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет опасности для оборудования. Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности Lk также сопровождается переходным про­цессом. (3.1) где u и i- соответственно мгновенные значения напряжения и тока рас сматриваемой фазы. Решение этого уравнения дает выражение для мгновенного значения тока в любой момент времени t от начала КЗ:

(3.2) где U_m - амплитудное значение фазного напряжения источника- Z - полное сопротивление присоединенного к источнику участка цепи (цепи КЗ), -фазовый угол напряжения источника в момент t=0; - угол сдвига тока в цепи КЗ относительно напряжения источника той же фазы,Т - постоянная времени цепи КЗ. Как видно из (3.2), полный ток КЗ слагается из двух составляющих вынужденной, обусловленной действием напряжения источника (пер­вый член в правой части уравнения), и свободной, обусловленной изменением запаса энергии магнитного поля в индуктивности I (второй член уравнения).

Вынужденная составляющая тока КЗ имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника. Называют эту состав­ляющую обычно периодической составляющей тока КЗ

(3.4)где 1_п>т - амплитудное значение периодической составляющей тока. Свободная составляющая тока

имеет апериодический характер изменения, на основании чего эту состав­ляющую тока называют также апериодической составляющей тока кз. Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ в каждой фазе определится по выражению (3.2) для момента времени t = 0: Значение периоди­ческой составляющей тока при t = 0 определится как

67. Схемы с двумя выключателями и дробные схемы РУ

Схема с двумя выключателями на цепь представляет собой разновидность схемы с двумя системами шин и приведена на рисунке 10.4. Повышение надежности и ремонтопригодность в ней достигается установкой последовательно с каждым разъединителем развилки выключателей.

Достоинства такой схемы заключаются в легкости проведения ремонтов любой системы шин и в возможности вывода выключателей в ремонт без операций разъединителями под током. Повреждение шин не приводит здесь к погашению присоединений. Главным недостатком схемы является высокая стоимость. Рисунок 10.4 - Cxeмa с двумя выключателями на цепь

Полуторная схема, приведенная на рисунке 10.5 а, обеспечивает ревизию любого выключателя или системы шин без нарушения работы присоединений и с минимальным количеством операций при выводе этих элементов в ремонт. При этом разъединители выполняют только обеспечение видимого разрыва. Полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами и маневренность схемы многоугольника. К недостаткам полуторной схемы относят усложнение релейной защиты присоединений и необходимость выбора выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи. Схема 4/3, приведенная на рисунке 10.5 б сходна с полутор­ной, но более экономична, так как в ней приходится не на 1/2 выключателя на цепь больше, чем в схеме с двойной системой шин, а только на 1/3.

Рисунок 10.5 -Схемы: а — полуторная; б—4/3

65. Регулирование напряжения трансформаторов схемы ПБВ и РПН

Обмотки ВН понижающих трансформаторов снабжают регули­ровочными ответвлениями, с помощью которых можно получить коэффициент трансформации, несколько отличающийся от номи­нального, соответствующего номинальному вторичному напряже­нию при номинальном первичном. Необходимость в этом объясня­ется тем, что напряжения в разных точках линии электропередачи, куда могут быть включены понижающие трансформаторы, отлича­ются друг от друга и, как правило, от номинального первичного на­пряжения. Кроме того, напряжение в любом месте линии может из­меняться из-за колебаний нагрузки. Но так как напряжение на за­жимах вторичной обмотки трансформатора во всех случаях долж­но быть равно номинальному или незначительно (в пределах до­пустимого) отличаться от него, то потребность изменения коэф­фициента трансформации в процессе эксплуатации трансформа­тора становится необходимой.

Регулировочные ответвления дела­ют в каждой фазе либо вблизи нулевой точки, либо посередине об­мотки. В первом случае на каждой фазе делают по три ответвления (рис.1.42, а), при этом среднее ответвление соответствует номи­нальному коэффициенту трансформации, а два других — коэффи­циентам трансформации, отличающимся от номинального на ±5 %. Во втором случае обмотку разделяют на две части и делают шесть ответвлений (рис. 1.42, б). Это дает возможность кроме номинального коэффициента трансфор­мации получить еще четыре до­полнительных значения, отлича­ющихся от номинального на ±2,5 и ±5%. Переключать ответвления об­моток можно при отключенном от сети трансформаторе (пере­ключение без возбуждения — ПБВ) или же без отключения трансформатора (регулирование под нагрузкой — РПН). Для ПБВ применяют переключатели от­ветвлений. На каждую фазу устанавливают по одному переключателю, при этом вал, вращающий контактные кольца переключателей по всем фазам одновременно, связан посредством штанги с рукояткой на крыш­ке бака трансформатора.

Принцип РПН основан на изменении коэффициента трансфор­мации посредством регулировочных ответвлений. Однако переклю­чение с одного ответвления на другое осуществляют без разрыва цепи рабочего тока. С этой целью обмотку каждой фазы снабжают специальным переключающим устройством, состоящим из реакто­ра Р, двух контакторов с контактами К1 и К2 и переключателя с двумя подвижными контактами П1 и П2.

66. Потребители, рабочие машины и электропривод с.н.

На ТЭС к с.н. относятся: механизмы топливоподачи; топливоприготовления; тягодутьевые механизмы; механизмы турбин­ного отделения; химводоочистка; механизмы систем смазки и охлаждения генераторов; механизмы газового и масляного хозяйств; вентиляторы обдува трансформаторов; системы подогрева масла и ряд других. Некоторое количество электроэнергии расходуется для отопления, подогрева и освещения.

Потребители системы с.н. электростанций отнесены к 1-й ка­тегории. Особо выделяется группа электроприемников, перерыв питания которых связан с опасностью для жизни персонала или с повреждением основного силового оборудования. Для этой группы потребителей требуется не менее трех независимых источников питания – рабочего и двух резервных.

Для особо ответственных потреби­телей, предусматривают независимые источники энергии – автономные агрегаты в виде дизеля или газовой турбины и синхронного генератора, вспомогательные генераторы, аккумуляторные батареи со статическими преобразователями.

Наибольшее применение в системе с.н. электростанций получили лопастные насосы и вентиляторы. Лопастные машины передают энергию от двигателя к перемещаемой жидкости (газу) с помощью рабочего колеса с лопастями и делятся на центробежные и осевые, эксплуатационные качества которых определяются зависимостями напора , мощности на валу и полного КПД от подачи (производительности) Q.

В системе с.н. ТЭС, работающих на пылеугольном топливе, имеется группа рабочих машин для приготовления и транспорта топлива (дробилки, мельницы, питатели, краны, конвейеры, транспортеры, шнеки и др.), которые имеют не зависящую от частоты вращения механическую характеристику.

Для регулирования производительности машин центробежного типа применяют: дроссельное регулирование, т. е. регулирование задвижкой; регулирование изменением частоты вращения; регулирование с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата); комбинированное регулирование. Дроссельное регулирование машин центробежного типа неэкономично. Однако благодаря простоте оно получило широкое применение.

Для машин осевого типа регулирование осуществляют: изменением частоты вращения; поворотом лопастей рабочего колеса; с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата). Осевые машины, имеющие устройство для поворота лопастей на ходу, конструктивно достаточно сложны и сравнительно дороги.

Регулирование частоты вращения может быть осуществлено или с помощью электродвигателей, способных изменять частоту вращения, или с помощью гидромуфт, электромагнитных муфт скольжения и т. д. Применение гидромуфт целесообразно только при больших мощностях рабочих машин, высоких частотах вращения и неглубоком регулировании производительности, так как стоимость гидромуфт высока, а их КПД уменьшается с уменьшением часто­ты вращения рабочей машины.

Для комбинированного регулирования используют двухскоростные асинхронные двигатели, поз­воляющие производить ступенчатое ре­гулирование частоты вращения, а плавное регулирование в относительно небольших пределах производят задвижкой или направляющим аппаратом.

11. Особенности конструкции и основные режимы работы автотрансформаторов

Автотрансформаторы выполняются трехобмоточными, причем обмотки  ВН и СН имеют электрическую связь, а обмотка НН   - магнитную. При наличии трех обмоток  и гальванической связи между обмотками ВН и СН могут иметь место различные режимы работы,   как это показано на рисунке.

а,б – автотрансформаторные режимы; в,г -  трансформаторные режимы;

д,е – комбинированные режимы

В автотрансформаторных режимах возможна передача номинальной мощности  S_ном из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов  I_C -I_B = k_выг∙I_C, а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо. В трансформаторных режимах возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или  ВН, причем обмотку НН можно загрузить не более, чем на S_тип. Условие допустимости режима НН-ВН или НН-СН   . Если происходит трансформация S_тип из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена. В трансформаторном режиме передачи мощности S_тип из обмотки НН в ВН общая и последовательная обмотки загружены не полностью, поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность. В комбинированном режиме передачи мощности автотрансформаторным путем ВН→СН и трансформаторным путем НН→СН  ток в последовательной обмотке где P_B,Q_B –  мощности, передаваемые из ВН в СН. Нагрузка последовательной обмотки . Отсюда видно, что даже при передаче номинальной мощности S_В = S_ном последовательная обмотка не будет перегружена. Нагрузка общей обмотки .

Подставляя значения токов и производя преобразования, получаем где P_H, Q_H – активная и реактивная мощности, передаваемые из обмотки   НН  в обмотку СН. Таким образом, комбинированный режим НН-СН, ВН-СН ограничивается загрузкой общей обмотки. Распределение токов в комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН показано на рисунке 2 е. В общей обмотке ток автотрансформаторного режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. В последовательной обмотке токи складываются, что может вызвать ее перегрузку. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки. Возможны и другие комбинированные режимы: передача мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН или работа в понижающем режиме при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН.

26. Назначение выполнения заземляющих устройств

По назначению различают: грозозащитное заземление - для защиты сооруже­ний, электрооборудования от прямых ударов молнии (молниеотводы) и для заземления опор, разрядников и др.; рабочее заземление - для обеспечения нормальной работы электроустановки (заземление нейтралей силовых транс­форматоров в сетях 110 кВ и выше); защитное заземление - для создания безопасных условий обслуживания электроустановки.

Если при повреждении проходного изолято­ра трансформатора на стороне 110 кВ (сеть с эффек­тивным заземлением нейтрали) произошло однофазное к. з. на землю через кожух трансформатора, заземля­ющий проводник и вертикальный стержневой заземлитель, как это показано на рисунке, то ток к.з. будет проходить с поврежден­ной

фазы на кожух трансформатора и через заземлитель в землю. По мере удаления от заземлителя объем земли увеличивается, а плотность тока соответственно умень­шается. Вблизи трубы потенциал имеет большие значения и падает очень резко, а далее - меньшие и снижается постепенно. На расстоянии 15-20 м от трубы потенциал всех точек земли практи­чески равен нулю.  Эти точки нулевого потенциала обычно называют «землей» в электротехническом смысле. Напряжение     прикосновения     ;     шаговое     напряжение ; напряжение относительно земли Растекание тока в земле и распределение потенциала при вертикальном одиночном трубчатом

заземлителе.

Разность потенциалов между заземленной частью электроустановки и «землей» при прохождении тока через заземлитель называют напряжением относитель­но земли. Сопротивление заземляющего уст­ройства состоит из сопротивле­ния заземляющих проводов (от заземленного аппарата, до заземлителя); сопротивления металлических частей заземлителя; переходного сопротивления между заземлителем и грунтом; сопротивления, которое оказывает грунт прохождению тока (сопротивление растеканию).

При токе промышленной частоты первые три слага­емых сопротивления пренебрежимо малы и сопротивление заземлителя существенно зависит от удельного сопротивления грунта , которое определя­ется его составом, плотностью, влажностью и темпера­турой и может изменяться в очень широких пределах (от 20 Ом для торфа и до 400 Ом и более для песка). При нарушениях фазной изоляции в сети с эффек­тивным заземлением нейтрали на поверхности земли возникают потенциалы и обслуживающий персонал мо­жет оказаться под высоким напряжением - напряжением прикосновения или шаговым на­пряжением, как это показано на рисунке 12.1.

Для уменьшения величин  и при проекти­ровании и выполнении заземляющих устройств стремят­ся к возможно более равномерному распределению по­тенциала на площади РУ. Это достигается соответст­вующим размещением на площади электроустановки электродов (труб, уголков, полос) заземлителя в виде замкнутого контура (сетки), охватывающего всю пло­щадь электроустановки, как это показано на рисунке

При сооружении заземляющих устройств в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. При невозможности обеспечить достаточное сопро­тивление заземления при помощи естественных заземлителей сооружают искусственные заземлители, которые обычно выполняют из вертикально забитых в грунт стальных труб или уголковой стали длиной 2-3 м на расстоянии 3-6 м друг от друга. Трубы применяют с внешним диаметром 48 или 60 мм, а уголковую сталь - с размерами  50x50 или 60х60 мм. Трубы и уголки забивают в грунт так, чтобы их верх­ний конец находился примерно на 0,7 м ниже уровня земли. Правила устройства электроустановок регламенти­руют следующие значения сопротивлений заземляющих устройств: в установках с эффективным заземлением нейтрали, т.е. с токами замыкания на землю более 500 А, Ом; в установках выше  1000  В  с незаземленной  нейтралью , где   - емкостный   ток замыкания на землю всей сети данного напряжения;  в установках с незаземленной нейтралью без аппа­ратов, компенсирующих емкостный ток, если заземляю­щее устройство используется для электроустановок до 1000 В, .

В электроустановках до 1000 В сопротивление зазем­ляющего устройства не должно превышать 4 Ом (для установок с суммарной мощностью генераторов и транс­форматоров не более 100 кВА допускается 10 Ом). В установках с несколькими РУ различных напря­жений, например, на станции или подстанции, выполняют одно общее заземляющее устройство.

25. Электродинамическое действие токов к.з. Критерий электродинамической стойкости аппаратов и проводников

При КЗ в сети через токоведущие части аппарата могут протекать токи, многократно превышающие номинальный ток аппарата. При взаимодействии этих токов с магнитным потоком других токоведущих частей аппарата создаются электродинамические усилия (ЭДУ). Эти усилия стремятся деформировать проводники токоведущих частей и изоляторы, на которые они крепятся. Данное обстоятельство требует проведение расчета аппарата на электродинамическую стойкость, т.е. на способность аппарата выдерживать без повреждения прохождения тока КЗ. Расчет ЭДУ ведется обычно на основе закона Био-Савара-Лапласса, либо по применению запаса магнитной энергии системы. Как известно на проводник с током расположенный в магнитном поле действует механическая сила F=IlBSinb, I- ток протек. по проводнику, l - длина проводника, B - индукция магнитного поля, b – угол м/у направлением индукции и током. Пусть поставлена задача: найти силы, действующие на проводник с током, находящегося в магнитном поле, созданным произвольно расположенными в пространстве проводниками с токами. Для того чтобы найти силы по известной формуле , необходимо предварительно найти значение индукции, создаваемой источниками магнитного поля в месте расположения нашего проводника. Значение данной индукции определяется на основе закона Био-Савара-Лапласса. Согласно нему, при отсутствии ферромагнитных сред элементарная индукция, создаваемая элементом линейного провода dl, по кот. течет ток I, в точке, удаленной от элемента тока на расстояние p будет равна: где -угол м/у р и направлением тока. Результирующая индукция . После определения индукции вычисляется ЭДУ. Данный метод определения ЭДУ является универсальным.

Для проверки на электродинамическую стойкость необходимо произвести механический расчет.  

В случае применения двухполосных шин возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для уменьшения усилия в пролете между полосами устанавливаются прокладки.

28. Назначение и порядок выполнения расчетов токов трехфазного к.з.

Порядок расчета токов трехфазного короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются  течение  процесса КЗ;  насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x/r > 3. Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:  составляется расчетная схема;  составляется электрическая схема замещения;  приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез;  по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют I_п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

24. Измерения на электростанциях и подстанциях. Выбор объема и мест установки измерительных приборов

Объем измерительных приборов и место их установки (БЩУ, ГЩУ, ЦЩУ) различны в зависимости от  характера объекта и способа управления.

Если объект измерения находится  далеко от щита управления (сотни и тысячи метров), то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов тока  будет настолько большим, что  погрешность измерения становится недопустимой. В этом случае  используются измерительные преобразователи тока, активной и реактивной мощности, которые дают на выходе постоянный ток, линейно зависящий от измеряемого параметра. Применение ИП позволяет уменьшить нагрузку ТТ и ТН, уменьшить сечение контрольных кабелей, обеспечить ввод информации в ЭВМ , то есть  позволяет  реализовать  систему  телеизмерений и телеуправления.

Трансформаторы тока выбирают по напряжению установки ,

по току, по конструкции и классу точности и по электродинамической стойкости:   . Проверка по классу точности  осуществляется путем  соответствия допустимой и фактической вторичной нагрузки трансформаторов Сопротивление приборов определяется по выражению _. Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Во вторичных цепях основного и вспомо­гательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами (ρ = 0,0175). В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюми­ниевыми жилами (ρ = 0,0283).  Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

23. Составление схемы замещения, её параметры и преобразования при расчете токов к.з.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими. При расчетах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Если расчет выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. За базовую мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВА. За базовое напряжение  - соответствующее среднее напряжение. Каждому сопротивлению в схеме замещения присваивается определенный номер, который сохраняется за ним до конца расчета. После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. При этом используются правила параллельного и последовательного сложения сопротивлений и преобразование звезды в треугольник и обратно. В процессе преобразования схемы замещения  часто возникает задача разделения, так называемых, связанных цепей, когда токи от  нескольких источников проходят через общее сопротивление х₄. Для того чтобы определить ток, поступающий  к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показанному на рисунке г. Определяют результирующее

сопротивление схемы

Х_рез = х_эк + х₄, где х_эк – эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы х_эк = х₁ // х₂ // х₃. Относительное значение периодической составляющей тока в месте повреждения принимают за единицу  и находят коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника. На основании закона Кирхгофа можно записать I _п*I + I_п*II + I_п*III = I_п = 1,  а также   и т.д. 

Отсюда коэффициенты распределения по ветвям ,         и т.д. Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия

С₁ + С₂ + С₃ = 1 и  ,       и т.д.

Параметры схем замещения для установок ниже 1 кВ удобно представлять в именованных единицах и определяются они с учетом активного сопротивления.

22. Системы с.н. на электростанциях. Схемы электроснабжения с.н. КЭС

На ТЭС к с.н. относятся: механизмы топливоподачи; топливоприготовления;  тягодутьевые механизмы; механизмы турбин­ного отделения;   химводоочистка;   механизмы систем смазки и охлаждения генераторов; механизмы газового и масляного хозяйств; вентиляторы обдува трансформаторов; системы подогрева масла и  ряд других. Некоторое количество электроэнер­гии расходуется для отопления,  подогрева и освещения. Потребители системы с.н. электростанций отнесены к 1-й ка­тегории. Особо выделяется группа электроприемников, перерыв пи­тания которых связан с опасностью для жизни персонала или с повреждением основного силового оборудования. Для  этой группы потребителей требуется не менее трех независимых источников питания — рабочего и двух резервных. Для особо ответственных потреби­телей, предусмат­ривают независимые источники энергии -  ав­тономные агрегаты в виде дизеля или газовой турбины и синхронного генератора,  вспомо­гательные генераторы,  аккумуля­торные батареи со статическими преоб­разователями. В системе с.н. ТЭС, работающих на пылеугольном топливе, имеется группа рабочих машин для приготовления и транспорта топлива  (дробилки, мельницы, питатели, краны, конвейеры, транспортеры, шнеки и др.), которые  имеют не зависящую от частоты вращения механическую характеристику.

На КЭС блочного типа питание  рабочих и резервных   трансформаторов с. н. может осуществляться двумя способами, согласно рисунка.

Для замены рабочих трансформаторов с. н. предусматриваются один или несколько не присоединенных к сети ре­зервных трансформатора. Выбор мощности рабочего трансформатора с. н. бло­ка основывается на подсчете действительной нагрузки секций с. н. (блочной и общестанционной, подключенной к шинам с. н. блока).

Потребная мощность трансфор­матора с. н. с низшим напряжением 6 кВ

где  — сумма расчетных мощностей на валу всех установленных  механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально неработающие;

 — сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально нерабо­тающие.

50. Системы независимого возбуждения СГ

 1 Система возбуждения с генератором постоянного тока

Возбуждение СГ не зависит от режима электрической  сети и  является наиболее надежным. Наиболее простой и наиболее надежной является система возбуждения, где в качестве  возбудителя применяют генератор постоянного тока, соединенный с валом СГ , как это показано на рис.  

Возбуждение самого возбудителя осуществляется по схеме  самовозбуждения (обмотка возбудителя  LGE  питается от якоря самого возбудителя). Регулирование возбуждения возбудителя осуществляется вручную или шунтовым реостатом RR, установленным в цепи LGE, или автоматически - регулятором возбуждения АРВ. К недостаткам такой системы возбуждения относятся: невысокая скорость нарастания возбуждения; снижение надежности генератора постоянного тока  из-за вибрации и тяжелых условий работы щеток и коллектора (условий коммутации). Кроме того, для турбогенераторов мощностью выше 165 МВт выполнить  генератор постоянного тока  необходимой мощности на частоту вращения 3000 об/мин по условиям коммутации затруднительно.

2 Системы возбуждения с  полупроводниковыми выпрямителями

Частичное устранение указанных недостатков возможно с применением  полупроводниковых преобразователей. С валом ТГ сочлен вспомогательный высокочастотный генератор индукторного типа, не имеющего обмотки на вращающемся роторе, как это показано на рис. Напряжение высокочастотного генератора  выпрямляется и подводится к обмотке ротора. Повышенная частота  позволяет уменьшить габариты и повысить быстродействие СВ. Высокочастотный генератор-возбудитель ВГТ имеет три обмотки на неподвижном статоре. Благодаря последовательному включению LGE1 обеспечивается резкое увеличение возбуждения ВГТ при коротких замыканиях  вследствие броска тока в роторе. Обмотки LGE2 и LGE3 получают питание от высокочастотного подвозбудителя GEA через выпрямители.  Подвозбудитель (машина  400 Гц с постоянными магнитами) соединен с валом ТГ.   Устройство АРВ обеспечивает поддержание напряжения генератора в нормальном режиме работы изменением тока в обмотке LGE2. Устройство УБФ обеспечивает начальное возбуждение генератора и его форсировку при снижении напряжения более чем на 5%. Высокочастотная СВ обеспечивает k_ф = 2 и скорость нарастания напряжения возбуждения не менее 2 1/ с. Все генераторы имеют контактные кольца на валу ротора, к которым ток подводится с помощью щеток, что обуславливает снижение надежности.

21. Методы ограничения токов к.з.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения. Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5 – 2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Распределение токов КЗ:

а—секционный выключатель включен; б—секционный выключатель отключен

Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков.

Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем. В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции. При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы. Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов — электрические сети напряжением 6—10 кВ. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

1. Упрощенные и дробные схемы РУ

Упрощенные схемы с наименьшим количеством выключателей или вообще без них получили наибольшее распространение на подстанциях.  Прежде всего это блочные  схемы в которых элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками.

В блоках трансформатор – линия на подстанциях  со сто­роны высокого напряжения можно использовать  как выключатели, так и отделители и короткозамыкатели. Основным достоинством схемы  является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформа­торных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 – 220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор – линия, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей. На стороне ВН возможно применение схемы мостика.

а) блок трансформатор- линия с выключателем; б)блок трансформатор – линия с отделителем; в) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой;

г) мостик с выключателями

 Рис. – Упрощенные схемы РУ со стороны ВН

73. Основные характеристики систем возбуждения СГ

Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного  тока - возбудителей. Совокупность возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств называется системой возбуждения. Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность

Системы возбуждения должны быть достаточно быстродействующими  и  обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети. При  коротких замыканиях, применяется форсировка (быстрое увеличение) возбуждения.

Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке согласно  кривой рис.

Скорость нарастания возбуждения равна: .

Отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения называется  кратностью форсировки U_f,пот/U_f,ном = k_ф.

Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь k_ф  2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 1/с.

72. Трансформаторы напряжения. Назначение, конструкция и схемы соединения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/v3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рис.; первичная обмотка включена на напряжение сети U1, а к вторичной обмотке (напряжение U2) присоединены параллельно катушки измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.

Схема включения трансформатора напряжения: 1 — первичная обмотка; 2 — магнитопровод; 3 — вторичная обмотка

Схема соединения трансформаторов напряжения в звезду,

приведенная на рис. 6.5, а, предназначена для получения на­пряжений фаз относительно земли и междуфазных (линейных) напряжений. Три первичные обмотки TV1 соединяются в звез­ду. Начала каждой обмотки (А, В, С) присоединяются к соот­ветствующим фазам ЛЗП, а концы X, Y, Z объединяются в общую точку (нейтраль N1) и заземляются. При таком вклю­чении к каждой первичной обмотке TV1 подводится напря­жение фазы ЛЭП относительно земли. Концы вторичных об­моток TV1 (х, у, z на рис. 6.5, а) также соединяются в звезду, нейтраль которой N2 связывается с нулевой точкой нагрузки N3 (сопротивления 1, 2, 3). В приведенной схеме нейтраль пер­вичной обмотки (точка N1) жестко связана с землей и имеет потенциал, равный нулю, такой же потенциал будет иметь нейтраль N2 и связанная с ней нейтраль нагрузки N3. При та­кой схеме фазные напряжения на вторичной стороне соот­ветствуют фазным напряжениям относительно земли первич­ной стороны. Заземление нейтрали первичной обмотки ТН и наличие нулевого провода во вторичной цепи являются обязательным условием для получения фазных напряжений от­носительно земли.

Соединение обмоток ТН по схеме y/y обычно выполняется по 12-й группе. Эта схема может быть осуществлена посредст­вом трех однофазных ТН или одного трехфазного пяти-стержневого ТН. Трехфазные трехстержневые ТН для данной схемы применяться не могут, так как в их магнитопроводе отсутст­вуют пути для замыкания магнитных потоков НП Ф₀, создава­емых током I₀ в первичных обмотках при замыканиях на зем­лю в сети. В этом случае поток Ф₀ замыкается через воздух по пути с большим магнитным сопротивлением. Это приводит к уменьшению сопротивления НП трансформатора и резкому увеличению I_нам. Повышенный I_нам вызывает недопустимый нагрев трансформатора, в связи с чем применение трехстержневых ТН недопустимо.

Схема соединений обмоток ТН в открытый треугольник изображена на рис. 6.7. Она выполняется при помощи двух од- нофазных ТН, включенных на два междуфазных напряжения, например U_AB и U_BC. Напряжение на зажимах вторичных об­моток ТН всегда пропорционально междуфазным напряжени­ям, подведенным с первичной стороны. Между проводами вто­ричной цепи включаются реле. Схема позволяет получать все три междуфазных напряжения U_AB, U_BC и U_CA .