Электрическая подстанция – это сложная электроустановка, выполняющая роль связующего, преобразующего и перераспределяющего звена при передаче электроэнергии на значительные расстояния. В процессе транспортировки преобразования электроэнергии осуществляется в диапазоне 0,4-1150 кВ.
Состав оборудования, входящего в состав электрических подстанций.
Традиционно, электрические подстанции состоят из нескольких элементов:
Силовые трансформаторы
Это электромагнитные приборы, состоящие из сердечника и двух либо более обмоток. Посредством процессовэлектромагнитной индукциитрансформатор трансформирует переменный ток одного напряжения в другой. Этот принцип используется для, чтобы передавать электрическую энергию с меньшими потерями в линии и без увеличения сечения проводов на значительные расстояния.
Силовые трансформаторы являются главными элементами трансформаторных подстанций, которые выполняют основную работу по преобразованию электроэнергий.
Выход из строя трансформатора зачастую приводит к отказу всей подстанции или переходу её работы в аварийный режим.
Интересное видео о компоновке подстанции можно посмотреть ниже:
ГЛАВА 3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
ГЛАВА 3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
3.1. Синхронные генераторы
3.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
3.3. Компенсирующие устройства
Глава 3. Основное оборудование электростанций и подстанций
Синхронные генераторы
Турбо и гидрогенераторы
Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (первичный двигатель — паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель — гидротурбина).
Для синхронных электрических машин в установившемся режиме работы имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата п,
об/мин, и частотой сети
f
, Гц:
п=
где р
— число пар полюсов обмотки статора генератора.
Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращениям агрегатов, как правило, составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об /мин. На рис.2.8. представлен пример турбогенератора
Рис. 3.1. Турбогенератор ТЗВ-800-2УЗ и возбудитель ВТ-6000-2УЗ:
1
— муфта соединительная;
2
— корпус статора;
3
— подшипник генератора;
4
— контактные кольца ротора и щетки; 5— подшипники возбудителя;
6 —
возбудитель; 7 — выводы генератора
Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготовляется из цельной поковки специальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.
Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механической прочности до 1,1—1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6—6,5 м. Определяется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.
В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечивающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.
Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в местах стыка с другими частями. Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.
Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60—600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтому являются тихоходными, машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.
Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14—16 м, а диаметры статоров — 20—22 м.
В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением нагрузки генератора.
В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.
Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на две — шесть равных частей, что значительно облегчает его транспортировку и монтаж.
В последние годы начинают находить применение так называемые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно тихоходные генераторы (п =
60 -150 об/мин) с явнополюсным ротором.
3.1.2. Номинальные параметры и режимы работы генераторов.
Завод-изготовитель предназначает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным (нормальным) режимом
. Этот режим работы характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.
Номинальное напряжение генератора
— это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме.
Номинальным током статора генератора
называется то значение тока, при котором допускается длительная нормальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.
Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВ∙А:
Sном= Uном Iном
Номинальная активная мощность генератора
— это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.
Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением, кВт:
Рном=Sном
cos φ
ном
Согласно ГОСТ 533-85Е принята шкала номинальных мощностей турбогенерторов: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 110; 160; 220; 320; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.
Номинальный ток ротора
— это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ±5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.
Номинальный коэффициент мощности согласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью 125 MB∙А и ниже, 0,85—для турбогенераторов мощностью до 588 MB∙А и гидрогенераторов до 360 MB∙A, 0,9 —для более мощных машин. Для капсульных гидрогенераторов обычно cosφ≈1.
Каждый генератор характеризуется также к. п. д. при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. Для современных генераторов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в пределах 96,3 — 98,8%.
Рассмотримрежимы работы генераторов:
Номинальный режим работы
генератора характеризуется номинальными параметрами: активной нагрузкой
Рном
напряжением
Uном,
коэффициентом мощности cosφHOM, частотой
fH0M,
температурой охлаждающей среды на входе
νо.
Работа с номинальными параметрами может продолжаться как угодно длительно.
В реальных условиях нагрузка генератора меняется, а это влечет за собой изменение частоты, напряжения и других параметров. Если эти отклонения не превышают допустимых требований по Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), то режим считается нормальным.
Перегрузка генераторов
по току статора допускается кратковременно при авариях в энергосистеме. Величина допустимой перегрузки зависит от длительности и типа охлаждения статора [1.13].
Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения определяется по табл. 2.3 (ниже).
Асинхронный режим
может возникнуть при несинхронном вращении одного или нескольких генераторов, появляющемся при потере возбуждения или нарушении устойчивости работы генераторов.
При потере возбуждения генератор переходит из синхронного в устойчивый асинхронный режим с постоянным скольжением и отдачей некоторой активной мощности в систему. При этом возбуждение осуществляется за счет потребления реактивной мощности из системы. В этом случае необходимо восстановить возбуждение генератора или перейти на резервное возбуждение. Согласно ПТЭ допускается такой режим для турбогенераторов с косвенным охлаждением в течение 30 мин со сниженной до 60 % нагрузкой. Для других типов турбогенераторов допустимая длительность работы без возбуждения определяется заводскими инструкциями.
Для гидрогенераторов работа в асинхронном режиме без возбуждения запрещается.
Во втором случае при нарушении устойчивости параллельной работы одного или нескольких генераторов возбуждение сохраняется, но нарушается синхронизм работы, возникает переменное скольжение, машины работают то в двигательном, то в генераторном режиме. Это является тяжелой аварией и может привести к полному распаду системы. Такой режим согласно требованиям ПТЭ запрещается.
Несимметричные режимы работы генераторов
могут быть вызваны обрывом или отключением одной фазы, однофазной нагрузкой (электротяга, плавильные печи и др.). При несимметричной нагрузке возникают токи обратной последовательности, которые создают дополнительный нагрев обмоток и вибрацию машин. Такой режим допускается длительно, если несимметричные нагрузки по фазам не превышают 15 — 20 % для гидрогенераторов с косвенным охлаждением, 10% для гидрогенераторов с непосредственной системой охлаждения и для турбогенераторов всех типов.
Таблица 3.1.
Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора
| Продолжительность перегрузки, мин, не более | Турбогенераторы | |
| ТВФ, кроме ТВФ-120 | ТГВ, ТВВ (до 500 МВт), ТВФ-120 | |
| 60 4 1 0,5 0,33 | 1,06 1,2 1,7 2,0 | 1,06 1,2 1,5 2,0 |
Параллельная работа генераторов
. Как правило, генераторы включаются в сеть способом
точной синхронизации
при введенной блокировке от несинхронного включения.
При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации
. Генераторы большей мощности разрешается включать этим способом, если Iп0/Iном<3,0, где Iп0 — периодическая составляющая тока при включении, формула (2.3).
При точной синхронизации
соблюдаются условия:
1.Напряжение на выводах генератора должно быть равно напряжению сети:
Ur= Uc;
2..Частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети:
f
г=
f
с
;
3.Включение должно произойти в момент совпадения фаз генератора и сети.
Для соблюдения этих условий на регуляторы напряжения и скорости генераторов воздействуют вручную или автоматически. Недостатком этого метода является сложность процесса включения и его длительность.
При самосинхронизации
синхронный генератор разворачивают до частоты вращения, близкой к синхронной, и невозбужденным включают в сеть. При этом обмотка возбуждения замыкается на разрядный резистор
R
(см. рис. 2.10), используемый для гашения поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор. После включения генератора в сеть подается импульс на включение АГП, и генератор возбуждается.
При включении генератора в нем возникает ток
где Uc
— напряжение сети;
x’d —
переходное сопротивление генератора;
хсис
— сопротивление системы.
Этот ток меньше тока КЗ на выводах генератора, тем не менее, возникающие электродинамические силы воздействуют на обмотки генератора и его конструктивные части. Возникающий асинхронный момент воздействует на ротор, и машина втягивается в синхронизм за 2 — 3 с.
Преимущества метода самосинхронизации
:
значительное упрощение операции включения;
быстрое включение генератора в сеть, что очень важно при аварии в системе;
возможность включения во время снижения напряжения и частоты сети;
отсутствие опасности повреждения машины.
Недостатком метода самосинхронизации
является значительная посадка напряжения на шинах генераторного напряжения в момент включения, поэтому этот способ синхронизации не рекомендуется для электростанций с общими сборными шинами генераторного напряжения.
Системы возбуждения
Обмотка ротора синхронного генератора питается постоянным током, который создает магнитный поток возбуждения. Обмотка ротора, источник постоянного тока, устройства регулирования и коммутации составляют систему возбуждения генератора.
Системы возбуждения должны:
обеспечивать надежное питание обмотки ротора в нормальных и аварийных режимах;
допускать регулирование напряжения возбуждения в достаточных пределах;
обеспечивать быстродействующее регулирование возбуждения с высокими кратностями форсирования в аварийных режимах;
осуществлять быстрое развозбуждение и в случае необходимости производить гашение поля в аварийных режимах.
Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке V=0,632(UfПОТ-UfHOM)/UfHOMt1
и отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения
Uf
пот/
Uf
ном=
кф
— так называемая кратность форсировки.
Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь кф 2,
а скорость нарастания возбуждения — не менее 2 с-1. Кратность форсировки для гидрогенераторов должна быть не менее 1,8 для коллекторных возбудителей, соединенных с валом генератора, и не менее 2 для других систем возбуждения. Скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 1,3 с-1 для гидрогенераторов мощностью до 4 MB·А включительно и не менее 1,5 с-1 для гидрогенераторов больших мощностей [2.3].
Для мощных гидрогенераторов, работающих на дальние электропередачи, к системам возбуждения предъявляются более высокие требования: кф=
3-4, скорость нарастания возбуждения до
10UfH0М
в секунду.
Обмотка ротора и системы возбуждения генераторов с косвенным охлаждением должны выдерживать двукратный по отношению к номинальному току в течение 50 с. Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток ротора это время сокращается до 20с, для генераторов мощностью 800—1000 МВт принято время 15 с, 1200 МВт — 10с (ГОСТ 533-85Е).
В зависимости от источника питания системы возбуждения разделяются на системы:
1) независимого возбуждения
2) самовозбуждения
.
В системе независимого возбуждения на одном валу с генератором находится возбудитель — генератор постоянного или переменного тока. В системе самовозбуждения питание обмотки возбуждения осуществляется от выводов генератора через специальные понижающие трансформаторы и выпрямительные устройства. Для генераторов мощностью до 100 МВт в качестве возбудителя применяется генератор постоянного тока GE,
соединенный с валом генератора (рис. 2.9,
а).
Обмотка возбуждения возбудителя
LGE
питается от якоря возбудителя, ток в ней регулируется реостатом
RR
или автоматическим регулятором возбуждения АРВ. Ток, подаваемый в обмотку возбуждения синхронного генератора
G,
определяется величиной напряжения на возбудителе. Недостатком такой системы возбуждения является невысокая надежность работы генератора постоянного тока
GE
из-за вибрации и тяжелых условий коммутации при высокой частоте вращения 3000 об/мин. Другим недостатком является невысокая скорость нарастания возбуждения, особенно у гидрогенераторов
(V=
1 — 2 с-1).
Рис.3.3. Принципиальные схемы возбуждения генераторов: а-
независимое электромашинное возбуждение;
б-
полупроводниковое самовозбуждение
В системе самовозбуждения (рис. 2.9, б)
обмотка возбуждения генератора
LG
получает питание от трансформатора
ТЕ,
присоединенного к выводам генератора, через управляемые от АРВ вентили
VS
и от трансформаторов тока
ТА
через неуправляемые вентили
VD.
Ток вентилей
VD
пропорционален току статора, поэтому они обеспечивают форсировку возбуждения и работу генератора при нагрузке. Управляемые вентили
VS
подают ток, пропорциональный напряжению генератора, и обеспечивают регулирование напряжения в нормальном режиме. Такая система применяется для мощных синхронных машин.
Широкое распространение получила система возбуждения с машинным возбудителем 50 Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения — рис. 2.10). На одном валу с генератором (находится вспомогательный синхронный генератор GE,
который имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками, к которым присоединены две группы тиристоров: рабочая группа
VD1
— на низкое напряжение возбудителя и форсировочная группа
VD2 —
на полное напряжение. Применение двух групп тиристоров обеспечивает потолок возбуждения до 4
Uf
H0M и высокое быстродействие
(V=
50 с-1). Обе группы соединяются параллельно по трехфазной мостовой схеме. На рис. 2.10 для упрощения чтения схемы показаны тиристоры только в одной фазе.
Система управления тиристорами AVD2
и
AVD1
питается от трансформатора
ТА1
и связана с АРВ (автоматическое регулирование возбуждения). Возбудитель
GE
имеет обмотку возбуждения
LGE,
получающую питание от трансформатора
ТА2
через вентили
VD.
В рассмотренной схеме также показаны элементы схемы автоматического гашения магнитного поля (АГП): автомат АГП, резистор
R,
разрядник
FV и
контактор
КМ.
Рис. 3.4. Статическая тиристорная система независимого возбуждения
К недостаткам схемы следует отнести наличие возбудителя переменного тока, который усложняет эксплуатацию, а также наличие скользящих контактов между неподвижными щетками, к которым присоединена система неподвижных тиристоров, и подвижными контактными кольцами КК, вращающимися на валу ротора.
Последний недостаток привел к разработке бесщеточной системы возбуждения
(рис.2.11). В качестве возбудителя
GE
в этой системе используется синхронный генератор 50 Гц, обмотка возбуждения которого
LE
расположена на неподвижном статоре, а трехфазная обмотка — на вращающемся роторе. Обмотка
LE
получает питание от подвозбудителя
GEA
через выпрямитель
VDE.
На одном валу с возбудителем на специальных дисках укреплены тиристоры VD,
которые выпрямляют переменный ток возбудителя и подают его в ротор генератора по жестким шинам без колец и щеток, так как ротор генератора, тиристоры
VD
и ротор возбудителя вращаются на одном валу с одинаковой скоростью.
Регулирование тока возбуждения осуществляется от АРВ путем воздействия на тиристоры через импульсное устройство А
и вращающийся трансформатор
ТА.
Достоинством этой системы является отсутствие контактных колец и щеток, недостатком — необходимость останова генератора для переключения на резервное возбуждение или для замены тиристоров.
Бесщеточная система применяется для синхронных компенсаторов мощностью 50 MB-А и более и турбогенераторов мощностью 800 МВт и более.
Рис. 3.5. Бесщеточная система возбукждения
Компенсирующие устройства
Реактивная мощность
Нагрузка электрической системы наряду с активной всегда содержит реактивную составляющую. Под нагрузкой здесь понимается мощность, необходимая потребляющей части системы в некоторый рассматриваемый момент времени. Таким образом, нагрузка —
это активная и реактивная мощности, потребность в которых удовлетворяется генерирующей частью системы.
Активная мощность представляет собой энергию, которая потребляется цепью переменного тока за единицу времени. Она выражается произведением действующих значений напряжения U,
силы тока
I
и фазового сдвига между этими величинами на угол
φ,
т.е.
Р = Uicosφ.
Умножение активной мощности на время дает электрическую энергию, которая с помощью физических эквивалентов может быть выражена в других видах энергии (тепловой, механической и др.).
Активная мощность получается в результате преобразования первичных видов энергии (например, сжигания топлива на электростанциях). Потоки активной мощности всегда направлены от генераторов электростанций в сеть.
Реактивная мощность необходима потребителям электрической энергии, которые по принципу своего действия используют энергию магнитного поля.
Потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели, индукционные печи, люминесцентное освещение, трансформаторы для дуговой сварки, а также отдельные звенья передачи электрической энергии — трансформаторы, реакторы, лиим и др.
Формула реактивной мощности Q = Uisinφ
по своей структуре идентична формуле активной мощности
Р
=
Uicosφ.
Мало того, в выражении полной мощности оба эти компонента равноценны. Однако физически
Р
и
Q
существенно различны, и сходство между ними формальим.
Активная мощность является результатом перемножения периодических синусоидальных величин U
и
Ia=Icosφ ,
совпадающих по фазе, а реактивная мощность — результатом такого же перемножения величин
U
и
IL=Isinφ
, сдвинутых по фазе на угол 90° (рис. 2.1).
U
Рис.3.21. Разложение вектора полного тока на активную и реактивную составляющие
В первом случае перемножаются величины одного знака и синусоида мгновенных значений мощности р
расположена выше оси абсцисс
(рис. 2.2,а). при этом мощность является определенной существенно положительной величиной. Во втором случае перемножаются величины как одного знака, так и разных знаков, а полупериоды результирующей синусоиды мгновенных значений мощности, имеющей удвоенную частоту, располагаются попеременно то выше, то ниже оси абсцисс так, что среднее значение мощности р
за любой интервал времени, кратный полупериоду частоты равно нулю (рис. 2.2,
б).
Количество магнитной энергии, периодически запасаемой индуктивностью, связано с характером изменения синусоидального тока. Она то накапливается в индуктивности до некоторого максимального значения, то убывает до нуля. За один период переменного тока магнитная энергия дважды поступает от генератора в цепь и дважды он получает ее обратно,т.е. реактивная мощность является энергией, которой обмениваются генератор и потребитель.
Она не имеет никакого физического эквивалента для перевода в другие виды энергии. Физический смысл реактивной мощности сводится лишь к скорости изменения энергии магнитного поля, что необходимо, например, и при передаче энергии из одной обмотки трансформатора в другую, и при работе электродвигателя с механической нагрузкой на валу, где энергия статора электродвигателя передается ротору также с помощью переменного магнитного поля.
Для получения реактивной мощности не требуется непосредственных затрат первичной энергии (топливо на электростанциях не расходуется). Однако при обмене энергией между генератором и потребителем и обратно в обмотках генератора и в сети возникают дополнительные потери активной мощности, требующие затрат первичной энергии. Так, например, потери в линии при передаче реактивной мощности в простейшей цепи однофазного синусоидального тока составят ΔРа =
=
(Isinφ)2R,
где
R
— активное сопротивление линии.
Таким образом, передача реактивной мощности к месту ее потребления сопряжена с активными потерями во всех звеньях передачи, которые должны покрываться активной энергией генераторов.
Поэтому возникает проблема возможного снижения этих потерь.
В теории переменных токов рассматривают два вида реактивной мощности: реактивную мощность при отстающем от напряжения векторе полного тока генератора и реактивную мощность при векторе полного тока, опережающем вектор напряжения. Считают, что эти два вида реактивной мощности противоположны по направлению (по знаку) и при их совместном рассмотрении они компенсируют («уничтожают») друг друга, при этом сеть разгружается от реактивной мощности.
В нагрузке электрических систем отстающая (индуктивная) составляющая реактивной мощности, как правило, преобладает над опережающей (емкостной) составляющей реактивной мощности. Поэтому от генераторов электростанций требуют генерирования активной мощности и реактивной отстающей мощности, именно той реактивной мощности, которая требуется нагрузке. Для этого генераторы рассчитывают на работу с коэффициентом мощности соs φ < 1,
Рис. 3.22. Графики мгновенных значений мощности р
=ui при
и
и
I,
совпадающих по фазе
(а)
и сдвинутых по фазе на 90°
(б):
заштрихованная площадь, ограниченная кривой мощности и осью абсцисс, соответствует энергии, поступающей в цепь (отмечено знаком +) и возвращаемой источнику (отмечено знаком —)
что позволяет им выдавать в сеть значительную реактивную мощность и обеспечивать ее регулирование.
Получение реактивной мощности связано исключительно с уровнем возбуждения синхронной машины (генератора, СК)
. Увеличение тока возбуждения приводит к увеличению генерирования реактивной мощности (при этом топливо дополнительно не расходуется). Снижение тои возбуждения приводит к противоположному результату.
Передача реактивной мощности потребителям от генераторов электростанций сопряжена с потерями энергии в линиях электропередачи, трансформаторах и распределительных сетях. Поэтому считается выгодным снижение реактивной мощности, получаемой от электростанций, и выработка ее вблизи потребителей. Это позволяет уменьшить потери энергии и напряжения в сетях, увеличить пропускную способность линий электропередачи и одновременно повысить уровни напряжений на шинах приемных подстанций. Таким образом, синхронные компенсаторы являются экономичным регулируемым источником реактивной мощности в электрических система
Помимо синхронных компенсаторов источниками генерирования реактивной мощности в электрических системах являются емкостные их элементы — статические конденсаторы, линии электропередачи (особенно линии электропередачи высших классов напряжения), относительно перевозбужденные синхронные двигатели, синхронные компенсаторы и т.д., работающие параллельно с генераторами электростанций.
ГЛАВА 3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
3.1. Синхронные генераторы
3.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
3.3. Компенсирующие устройства
Приборы защиты, фиксации отклонений, автоматического управления и сигнализации.
Эти устройства используются для предотвращения поломок и безотказной работы подстанций и каждый из них выполняет свою специфическую задачу. К ним относятся измерительные компоненты (трансформаторы тока, напряжения), нелинейные ограничители напряжения, разрядники, заземляющие устройства, плавкие предохранители, токоограничивающие и регулирующие устройства, а также приборы противоаварийной автоматики, телемеханики, сигнализации и т.п.
Все элементы этой граппу можно разделить на 2 категории:
- Первая — устройства релейной защиты, вторые — устройства противоаварийной защиты.
Первые выполняют защиту от аварийных процессов (КЗ, перегрузки трансформаторов, линий и др).
- Вторые производят регулирование в сети для обеспечения её стабильной работы (региуровка частоты сети по активной энергии, аварийная сигнализация, автоматические повторные включения и др.)
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ.
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ.
6.1. Дать определение электроустановка и электрическая сеть.
Электроустановка
– совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (в месте с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
Электрическая сеть
– совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их электрических линий, размещенных на территории района, населенного пункта, и потребителей электрической энергии.[45].
Что называется коммутационным аппаратом ?
Коммутационный аппарат
– электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и снятия напряжения с части электроустановки (выключатель, выключатель нагрузки, отделитель, разъединитель, автомат, рубильник, пакетный выключатель, предохранитель и т.п.).[45].
6.3. Пояснить назначение разъединителя.
Разъединитель
– это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом.[45].
6.4.Пояснить назначение короткозамыкателя.
Короткозамыкатель
– это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного КЗ в электрической цепи.
Короткозамыкатели применяются в упрощенных схемах ПС, для того, чтобы обеспечить отключение поврежденного трансформатора после создания искусственного КЗ действием релейной защиты питающей линии.
В установках 35 кВ прменяются два полюса короткозамыкателя, при срабатывании которых создается искусственное двухфазное КЗ. В установках с заземленной нейтралью (110 кВ и выше) применяется один полюс короткозамыкателя. [45]
Пояснить назначение отделителя.
Отделитель
внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Включение отделителя производится вручную. Отделители, также как разъединители, могут иметь заземляющие ножи с одной или двух сторон. Недостатком существующих конструкций отделителя является довольно большое время отключения (0,4-0,5 с)
Отделители могут отключать обесточенную цепь или ток намагничивания трансформатора.[45]
Можно ли отключать ток КЗ отделителем ?
Возможность отключения токов КЗ трансформатора отделителем подтверждается многолетним опытом использования устройства резервирования отказа короткозамыкателя, которое предусматривается в типовых проектах.[45].
Чем отличается трансформатор от автотрансформатора ?
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том, что две его обмотки электрически соединяются между собой, что обуславливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным, но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН, а обмотка НН имеет с ними электромагнитную связь. Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в «звезду», и общая нейтраль их заземляется; обмотки НН всегда соединяются в «треугольник».
Обмотка НН понижающего автотрансформатора помимо своего основного назначения создавать цепь с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник и тем самым избегать искажения синусоидального напряжения (улучшает симметрию напряжений в сети) – используется для питания нагрузки, а также для подключения компенсирующих устройств и последовательно регулировочных трансформаторов.
Автотрансформаторы не пригодны для использования в сетях с разземленной нейтралью. Объясняется это недопустимым увеличением напряжения выводов обмоток АТ относительно земли, при замыкании на землю фазы в сети СН или ВН, в случае не заземления нейтрали.Так. при однофазном замыкании на землю в сети СН на последовательную обмотку ссответствующей фазы АТ при незаземленной нейтрали на нем будет воздействовать полное фазное напряжение сети ВН (Uв/√3) вместо напряжения (Uв-Uс)/ √3, на которое эта обмотка рассчитана, причем напряжение на выводах СН АТ возрастет почти до значения, равного Uв; также резко увеличивается напряжение, приложенное к обмоткам СН неповрежденных фаз. В свою очередь обязательное заземление нейтрали автотрансформатора приводит к чрезмерному увеличению токов однофазного КЗ в сетях, что требует в ряде случаев принятия соответствующих мер для ограничения токов КЗ. Поэтому установка разъединителя в нейтрали автотрансформатора не допускается.[18].
Для чего заземляется нейтраль силового трансформатора при переключениях в первичной сети ?
Испытаниями установлено, что глухое заземление нейтрали трансформатора облегчает процесс отключения и включения намагничивающего тока. Дуга при отключении трансформатора горит менее интенсивно и быстро гаснет. Это является лучшей мерой, защиты пониженной изоляции трансформаторов от опасных напряжений. Нельзя длительно оставлять заземленной нейтраль, если это не предусмотрено режимом работы сети. Заземлением нейтрали вносится изменение в распределении токов нулевой последовательности и нарушается селективность действия защит от однофазных замыканий на землю.[18].
Где конструктивно располагаются витки РПН, ПВБ силовых трансформаторов ?
Регулируемые витки РПН, ПВБ, размещены со стороны нейтрали, что позволяет применять устройства РПН с облегченной изоляцией.[18].
Чему равна индуктивность заградителя ?
Высокочастотные заградители, имеют индуктивность порядка миллигенри, соизмеримую с индуктивностью сети 6-10 кВ.[45]
Какие процессы происходят при включении конденсаторных батарей ?
Законы коммутации: ток в индуктивности и напряжение на емкости не могут изменяться скачком, а напряжение на индуктивности и ток через емкость – наоборот. Максимальный ток включения конденсаторной батареи (КБ) наблюдается в начале, когда подключаемая незаряженная КБ создает режим КЗ (напряжение на ней не может измениться мгновенно). В некоторых случаях ток включения целесообразно ограничивать путем установки в цепях КБ токоограничивающих сопротивлений (как правило, в виде реакторов с требуемой индуктивностью).[45].
В чем заключается опасность повышения напряжения для трансформаторов ?
Опасное для трансформаторов повышение напряжения возникает в сетях 500-1150 кВ при одностороннем отключении длинных ЛЭП с большой емкостной проводимостью. Повышение напряжения вызывают увеличение магнитной индукции в магнитопроводе трансформатора, в следствие чего нарастают ток намагничивания и вихревые токи. Эти токи нагревают обмотки и сердечник трансформатора, что может привести к повреждению изоляции обмоток и «пожару железа» сердечника.[9].
Фильтр присоединения – согласовывает (уравнивает) входное сопротивление кабеля с входным сопротивлением ЛЭП, соединяет нижнюю обкладку кабеля связи с землей, образуя таким образом замкнутый контур для токов ВЧ, и компенсирует емкость конденсатора связи, что позволяет уменьшить до минимума сопротивление конденсатора для токов ВЧ.
Заградитель – преграждает выход токов ВЧ за пределы ЛЭП. Сопротвление заградителя зависит от частоты. Для токов ВЧ, передаваемых по данному каналу, сопротивление велико, а для токов промышленной частоты оно очень мало. Заградитель представляет собой резонансный контур настроенный на определенную частоту – частоту ВЧ канала; он состоит из силовой индуктивной катушки и элемента настройки, выполненного в виде регулируемой емкости.[9].
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ.
6.1. Дать определение электроустановка и электрическая сеть.
Электроустановка
– совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (в месте с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
Электрическая сеть
– совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их электрических линий, размещенных на территории района, населенного пункта, и потребителей электрической энергии.[45].
Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? — задался я вопросом…
Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам…
Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор…
Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все…
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
Распределительные устройства (РУ)
Они отвечают за приём электроэнергии и распределение её между всеми потребителями электрической подстанции.
Все РУ классифицируются на:
- открытые РУ — устанавливаются на открытом воздухе;
- закрытые РУ – размещаются в помещении;
- комплектное РУ — конструктивно состоят из шкафов, с встроенными компонентами и механизмами.
Вспомогательные системы призванные облегчать эксплуатацию электроустановок. К ним относятся системы вентиляции, кондиционирования и обогрева; автоматического пожаротушения, освещения территории, аварийного сбора масла, питания маслонаполненных кабелей и пр.
Способы классификация устройств электрических подстанций
По методу конфигурации электросети подстанции могут быть:
- тупиковыми, для этого их зачитывают по 1-ой или 2-м радиально подключенным линиям, не питающим другие подстанции;
- ответвительными — подключаются к одной (либо двум), проходящим ЛЭП при помощи ответвлений, питающие линии в таком случае могут питать и другие подстанции;
- проходными — подсоединены методом захода ЛЭП, имеющим двухстороннее питание, с помощью «вреза»;
- узловыми – подключаются, используя принцип создания узла с помощью трех и более линий линий.
В зависимости от назначения в системе электроснабжения подстанции бывают:
- главные понизительные (ГПП);
- глубокого ввода (ПГВ);
- тяговые, предназначенные для обеспечения питания нужд электротранспорта;
- комплектные подстанции 10 (6)/0,4 кВ.
