Какие трансформаторы используют около электростанций

Самостоятельная работа Получение и передача переменного электрического тока. Трансформатор 9 класс

Самостоятельная работа Получение и передача переменного электрического тока. Трансформатор 9 класс с ответами. Самостоятельная работа представлена в двух вариантах, в каждом варианте по 4 задания.

Вариант 1

1. Как называется неподвижная часть генератора?

2. Какие трансформаторы используют около электростанций?

3. Трансформатор понижает напряжение с 240 В до 120 В. Определите количество витков во вторичной катушке трансформатора, если первичная катушка содержит 80 витков.

4. Напряжения на концах первичной и вторичной обмоток ненагруженного трансформатора равны U₁ = 220 В и U₂ = 11 В. Каково отношение числа витков N₁ в первичной обмотке к числу витков N₂ во вторичной?

Вариант 2

1. Как называется подвижная часть генератора?

2. Какие трансформаторы используют вблизи жилых домов?

3. Трансформатор понижает напряжение с 1000 В до 200 В. Определите количество витков в первичной катушке трансформатора, если вторичная катушка содержит 80 витков.

4. Напряжения на концах первичной и вторичной обмоток ненагруженного трансформатора равны U₁ = 220 В и U₂ = 44 В. Каково отношение числа витков N₁ в первичной обмотке к числу витков N₂ во вторичной?

Ответы на самостоятельную работу Получение и передача переменного электрического тока. Трансформатор 9 класс
Вариант 1
1. Статор
2. Распределительные трансформаторы
3. N₂ = 40
4. N₁ /_N2 = 20
Вариант 2
1. Ротор
2. Сухие силовые трансформаторы
3. N₂ = 400
4. N₁ /_N2 = 5

Какие трансформаторы используют около электростанций?

Как быстро выучить стихотворение наизусть? Запоминание стихов является стандартным заданием во многих школах.

Как научится читать по диагонали? Скорость чтения зависит от скорости восприятия каждого отдельного слова в тексте.

Как быстро и эффективно исправить почерк? Люди часто предполагают, что каллиграфия и почерк являются синонимами, но это не так.

Как научится говорить грамотно и правильно? Общение на хорошем, уверенном и естественном русском языке является достижимой целью.

Какие трансформаторы используют около электростанций

Для выработки электроэнергии на электростанциях 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 n, об/мин, и частотой сети f, Гц:

гдер—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 (ГЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов, как правило, cоставляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.

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 1,1 —1,2 мпри 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 спомощью 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 частотувращения (60-600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньшенапор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтомуявляются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массыа 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 (n=60 150 об/мин) с явнополюсным ротором.

Среди других типов синхронных генераторов, применяемых на электро­станциях, надо отметить так называемые дизель-генераторы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные ма­шины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается ма­ховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Номинальные параметры генераторов.Завод-изготовитель предназна­чает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным. 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:

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:

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 до 125 MB-А, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 MB-А и гидрогенераторов до 360 MB • А, 0,9 для более мощных машин. Для капсульных гидрогенерато­ров обычно

Каждый генератор характеризуется также КПД при номинальной на­грузке и номинальном коэффициенте мощности. Для современных генера­торов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в преде­лах 96,3-98,8%.

2.2 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫИ АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ

1.1 Назначение и устройство трансформаторов

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы от­носятся к основному электрическому оборудованию элек­тростанций. Они предназначены для преобразования элек­троэнергии переменного тока одного напряжения в другое. В блоках с генераторами включаются повышающие транс­форматорыТ1(рис.1), для питания потребителей с. н. предусмотрена установка понижающих трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряженияТ2и двухобмоточныхТЗ.

Рис.1. Упрощенная схема энергоблока генератор-трансформатор

По количеству фаз различаются однофазные и трехфаз­ные трансформаторы. Наибольшее распространение полу­чили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12—15% ниже, а расход активных материалов и стои­мость на 20—25% меньше, чем в группе из трех одно­фазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

Трехфазные трансформаторы на напряжение 220 кВ изготавливаются мощностью до 630 МВ∙А, на 330 кВ — 1250 МВ∙А, на 500 кВ — 1000 МВ∙А. Предельная единич­ная мощность трансформаторов ограничивается условиями транспортировки, массой, размерами.

Однофазные трансформаторы применяются только в тех случаях, когда невозможно изготовление трехфазных

трансформаторов необходимой мощ­ности или затруднена их транспор­тировка.

В установках 110 кВ и выше ши­роко применяются автотрансформа­торы. Особенности их конструкции и работы рассмотрены в п. 1.4.

Основными частями трансформа­тора являются магнитопровод6 собмотками высокого и низкого на­пряжения 7 (рис. 2). Магнитопро­вод набирают из отдельных листов холоднокатаной стали ЭЗЗО, ЭЗЗОА, изолированных друг от друга для уменьшения потерь в стали. В магнитопроводе проходит основной магнитный поток, благодаря которому энергия первичной обмотки электромагнитным путем передается во вторичную обмотку.

Рис.2. Конструктивная схема трансформатора с естественным масля­ным охлаждением

Обмотки выполняются из электротехнической меди или алюминия круглого или прямоугольного сечения. Количество витков в первичной и вторичной обмотках зависит от значений напряжения. Витки обмотки изолируются друг от друга кабельной бу­магой, от магнитопровода — маслом и цилиндрами из элек­трокартона. Обмотки высокого напряжения (ВН) от об­моток низкого напряжения (НН) изолируются маслом и электрокартоном. Концы выведены из бака 5 через фар­форовые маслонаполненные изоляторы3и4,расположен­ные на крышке бака. Магнитопровод с обмотками поме­щается в бак, заполненный изолирующим маслом9.Масло служит для изоляции обмоток от стенок бака и их охлаж­дения. Охлаждение самого масла происходит при естественной циркуляции его в баке и радиаторных трубах8.Бак полностью заливается маслом, а для компенсации из­менения объема при нагреве или охлаждении предусмот­рен расширитель1,соединенный с баком трубопроводом. Расширитель трансформатора представляет собой ци­линдрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом. Бак трансформатора полностью залит маслом, изменение объема масла при нагреве и охлажде­нии приводит к колебанию уровня масла в расширителе; при этом воздух вытесняется из расширителя или всасы­вается в него. Масло очень гигроскопично, и если расши­ритель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляцион­ные свойства. Для предотвращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Силикагель поглощает влагу из всасываемо­го воздуха. При резких колебаниях нагрузки силикагеле­вый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому посте­пенно влажность воздуха в расширителе повышается. Для предотвращения этого применяются герметичные баки с подушкой из инертного газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным газом (азотом), по­ступающим из специальных емкостей. Возможно примене­ние специальной пленки-мембраны на границе масло — воздух. Осушение воздуха в расширителе можно осуще­ствить термовымораживателями. К баку трансформатора крепится термосифонный фильтр, заполненный силикагелем или другим веществом, поглощающим продукты окис­ления масла. При циркуляции масла через фильтр проис­ходит непрерывная регенерация его.

Для контроля за работой трансформатора предусмат­риваются контрольно-измерительные и защитные устрой­ства. К контрольным устройствам относятся маслоуказатель и термометры. Маслоуказатель устанавливается на расширителе, термометр — на крышке бака. К защитным устройствам относятся реле низкого уровня масла и газо­вое реле11.Последнее реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, связанные с выделением газа .

При КЗ внутри трансформатора резко повышается дав­ление внутри бака вследствие разложения масла. Во избе­жание повреждения бака предусмотрена предохрани­тельная труба2,установленная на крышке трансформа­тора. Наружный конец трубы закрыт мембраной. При внезапном повышении давления в баке масло поднимается по трубе, мембрана разрушается и часть масла выбрасы­вается наружу. Чтобы избежать распространения пожара при сливе масла из бака, под трансформаторами на от­крытых распределительных устройствах предусматривает­ся гравийная подсыпка, ограниченная бортовыми бетонны­ми ограждениями. Если трансформаторы мощностью 60 MB·А и более расположены на расстоянии в свету ме­нее 15 м, то между ними предусматриваются несгораемые перегородки.

Для тушения пожара в трансформаторах предусматри­ваются автоматические системы пожаротушения.

Тележка10с катками служит для перемещения транс­форматора.

Каждый трансформатор имеет условное буквенное обо­значение, которое содержит следующие данные в том по­рядке, как указано ниже: число фаз (для однофазных — О, для трехфазных — Т); вид охлаждения (п. 1.2);

число обмоток, если оно больше двух (трехобмоточный —Т, с расщепленными обмотками НН — Р);

выполнение одной из обмоток с регулированием напря­жения под нагрузкой — Н. За буквенным обозначением указываются: номинальная мощность, кВ·А; класс напря­жения обмоток ВН (и СН), кВ; год разработки; клима­тическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15510-70* и ГОСТ 15547-78.

Например, ТДН-16000/110-80У1 — трехфазный транс­форматор с системой охлаждения Д, с регулированием на­пряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 16000 кВ·А, напряжением ВН 110 кВ, разработка 1980г., климатическое исполнение У (умеренный климат), катего­рия размещения 1 — на открытом воздухе.

1.2 Системы охлаждения трансформаторов

При работе трансформатора происходит нагрев обмо­ток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Пре­дельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем ин­тенсивней должна быть система охлаждения. Ниже при­водится описание систем охлаждения трансформаторов.

Естественное воздушное охлаждениетрансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе. Такие трансформато­ры получили название сухих. Условно принято обозначать естественное воздушное охлаждение при открытом испол­нении — С; при защищенном исполнении — СЗ, при герме­тизированном исполнении — СГ.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой охлаждающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и должно быть не больше 60°С (класс А); 75°С (класс Е); 80°C (класс В); 100°С (класс С); 125 °С (класс Н).

Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ·А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение(М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ·А включи­тельно (рис.2). В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиа­торным трубам, передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать +95 °С .

Масляное охлаждение с дутьем и естественной цирку­ляциеймасла(Д) применяется для более мощных транс­форматоров. В навесных охладителях из радиаторных труб9помещаются вентиляторы11(рис.3). Термоси­фонный фильтр2,заполненный силикагелем, служит для поглощения продуктов окисления масла. При циркуляции масла через фильтр происходит непрерывная регенерация его. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает на­гретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут осуществляться автоматически в зависимости от на­грузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отклю­ченном дутье, если нагрузка не превышает 100% номи­нальной, а температура верхних слоев масла не более +55 °С, а также при минусовых температурах окружающе­го воздуха и температуре масла не выше +45°C, неза­висимо от нагрузки . Максимально допустимая тем­пература масла в верхних слоях при работе с нормальной нагрузкой +95 °С.

Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготав­ливать такие трансформаторы до 100000 кВ·А.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной цир­куляцией масла (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ·А и более.

Рис. 3. Трансформатор трехфазный типа ТРДН-32 000/110-76У1 с дутьевым охлаждением и расщепленной обмоткой НН: 1 — бак;2— термосифонный фильтр;3 —ввод НН;4 —ввод ВН; 5 —ввод ВН нулевой;6 —труба предохранительная;7— расширитель;8 —маслоуказатель стрелочный;9 —радиатор;10 —привод механизма РПН;11— вентилятор

Охладители3состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилято­рами4.Электронасосы 2, встроенные в маслопроводы, со­здают непрерывную принудительную цир­куляцию масла че­рез охладители(рис.4).

Рис.4. Схема охлади­теля системы ДЦ:

1 — бак трансформатора; 2 — электронасос;3 —охла­дитель;4—вентиляторы;

5 — адсорбный фильтр

Адсорбный фильтр 5 служит для регенерации мас­ла. Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактно­стью. Переход к такой системе охлаждения значительно уменьшает габариты трансформаторов. Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фун­даменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора. В трансформаторах с системой охлаж­дения ДЦ максимально допустимая температура масла +75 °С.

Масляно-водяное охлаждение с принудительной цирку­ляцией масла(Ц) принципиально устроено так же, как и система ДЦ, но в отличие от последнего охладители со­стоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать +70 °С.

Чтобы предотвратить попадание воды в масляную си­стему трансформатора, давление масла в маслоохладите­лях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа. Эта система охлаждения эффективна, но имеет сложное конструктивное выполне­ние и применяется на мощных трансформаторах (630 MB·А и более).

На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны ав­томатически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от его нагрузки. Число включаемых в работу охладителей опре­деляется нагрузкой трансформатора. Трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об остановке вентилятора. В настоящее время ведутся разработки новых конст­рукций трансформаторов с обмотками, охлаждаемыми до очень низких температур. Металл при низких температу­рах обладает сверхпроводимостью, что позволяет резко уменьшить сечение обмоток. Трансформаторы с исполь­зованием принципа сверхпроводимости будут иметь малую транспортную массу при мощности 1000 МВ·А и выше.

1.3 Параметры трансформаторов

Номинальной мощностью трансформатора называетсязначение полной мощности, на которую непрерывно можетбыть нагружен трансформатор в номинальных условияхместа установки и охлаждающей среды при номинальныхчастоте и напряжении.

Для трансформаторов общего назначения установленных на открытом воздухе и име­ющих естественное масляное охлаждение без обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения принимают естественно меняющуюся температуру наружного воздуха (среднесуточная не более 30°С, среднегодовая не более 20 °С), а для трансформаторов с масляно-водяным охлаж­дением температура воды у входа в охладитель прини­мается не более 25 °С.

Трансформаторы, расположенные в камерах с естест­венной вентиляцией, при среднегодовой температуре до 20 °С могут непрерывно нагружаться на их номинальную мощность. При этом срок службы трансформатора не­сколько снижается из-за худших условий охлаждения.

Номинальные напряжения обмоток— это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе транс­форматора. Для трехфазного трансформатора — его линей­ное (междуфазное) напряжение, для однофазного, пред­назначенного для включения в трехфазную группу, соеди­ненную в звезду, — это

Коэффициент трансформации трансформатора

где U_ном,вн — номинальное напряжение обмотки высокого напряжения; U_ном, нн — номинальное напряжение обмотки низкого напряжения;w₁,w₂— число витков обмоток ВН и НН.

Номинальными токамитрансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмот­ках, при которых допускается длительная работа транс­форматора.

Номинальный ток любой обмотки трансформатора опре­деляют по ее номинальным мощности и напряжению:

где s_hom— номинальная мощность трансформатора (двухобмоточного), или соответствующей обмотки трехобмоточного трансформатора, или трансформатора с расщеплен­ной обмоткой.

Напряжение короткого замыканияu_кхарактеризует полное сопротивление обмоток трансформатора и зависит от взаимного расположения обмоток на магнитопроводе. Значениеи_копределяется из опыта КЗ и численно равно напряжению, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора в другой обмотке, замкнутой накоротко, проходит номинальный ток. В каталогах приводится зна­чениеи_к,выраженное в процентах от U_ном.

Схемы и группы соединений обмотоктрехфазных двухобмоточных трансформаторов показаны на рис.5.

Рис.5. Схемы и группы соединений обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Обмотки высокого напряжения 110 кВ и выше, как правило, соединяются в звезду, что позволяет облегчить изоляцию обмоток, так как она рассчитывается в этом случае на фазное напряжение .Соединение в звез­ду с выведенной нулевой точкой применяется в случае, когда нейтраль обмотки заземляется.

Обмотки низкого напряжения 0,69 кВ и выше соеди­няются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, так как она рассчитывается в этом случае на фазный ток .

Обмотки низкого напряжения 0,23 и 0,4 кВ соединяют­ся в звезду с выведенным нулем, что позволяет использо­вать междуфазное напряжение для присоединения элект­родвигателей, а фазное — для присоединения осветитель­ной нагрузки.

В условных обозначениях трансформаторов показывает­ся схема соединения обмоток, а числом — группа соеди­нения. Группа соединения определяет угловое смещение векторов междуфазных ЭДС обмоток НН и СН по отно­шению к векторам соответствующих ЭДС обмоток ВН и обозначается числом, которое будучи умноженным на 30°, дает угол смещения в градусах.

Блочные повышающие трансформаторы(Т1на рис.1) имеют схему соединения обмоток Y/Δ-11; трансформаторы собственных нужд отпаечные(Т2на рис.1) — Δ / Δ — Δ -0-0, а трансформаторы 6/0,4 кВ(ТЗна рис.1) — Y/Y-0.

При включении трансформаторов на параллельную ра­боту необходимо соблюдать тождественность схем и групп соединений.

1.4. Особенности конструкции и работы автотрансформаторов

В установках напряжением 110 кВ и более широко применяются автотрансформаторы.

Рассмотрим особенности работы и конструкции одно­фазного автотрансформатора (рис.6). Автотрансформа­тор имеет две электрически связанные обмотки:ОB—об­мотка высшего напряжения иОС— обмотка среднего на­пряжения. Обмотка низшего напряжения имеет обычную трансформаторную (электромагнитную) связь с обмотка­ми0ВиОС.Часть обмотки, заключенная между вывода­ми В и С, называется последовательной, а между С и О — общей. При работе в понижающем режиме в последовательной обмотке проходит ток I₁,который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток I₀. Ток нагрузки вторичной цепи скла­дывается из тока I₁, проходящего благодаря электрической связи об­моток, и тока I_о, созданного маг­нитной связью этих же обмоток: I₂=I₁+I₀, откуда I₀= I₂—I₁.

Если пренебречь намагничивающим током и потерями, то мощность, забираемая из первичной сети, будет равна мощности, отдаваемой во вторичную сеть:

где k_вн-сн— коэффициент трансформации между высшим и средним напряжением.

Мощность последовательной обмотки определяется как

Мощность общей обмотки

Из 1.5 и 1.6 видно, что последовательная и общая об­мотки рассчитываются на одинаковую мощность, называ­емуюрасчетнойилитиповоймощностью автотрансформа­тора. Если обозначить

где k_выг— коэффициент выгодности автотрансформатора.

Типовая мощность — часть мощности в автотрансфор­маторе, которая передается электромагнитным путем. Раз­мер, масса, расход активных материалов определяются главным образом электромагнитной мощностью. Таким образом, автотрансформатор с номинальной мощностью s_homбудет иметь такие же размеры и массу, как транс­форматор мощностью k_выг∙S_ном. Чем меньше коэффициент выгодности, тем эффективнее применение автотрансфор­матора. Величина k_выгзависит от соотношенияU₁иU₂и изменяется в пределах от 0,667 (U₁=330 кВ,U₂== 110 кВ) до 0,34 (U₁=500 кВ, U₂= 330 кВ).

Рис. 7. Схемы и группы соединения трехфазных трехобмоточных ав­тотрансформаторов

Номинальная мощность обмотки низкого напряжения обычно выполняется равной типовой мощности:

Все рассуждения, приведенные выше, действительны и для трехфазных автотрансформаторов. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трехобмоточных авто­трансформаторов приведены на рис. 7.

При применении автотрансформаторов в качестве по­вышающих к третичной обмотке с напряжениемU₃под­ключаются генераторы. В этом случае вся мощность гене­ратора электромагнитным путем передается в обмотки высшего и среднего напряжения. При блочном соединении генератора с автотрансформатором мощность последнего должна быть не менее

где S_Г— номинальная мощность генератора, работающего в блоке.

В данном случае мощность автотрансформатора бу­дет значительно больше мощности соответствующего трансформатора, поэтому расход активных материалов почти не уменьшается. Применение автотрансформаторов в блоках с генераторами позволяет не только выдать гене­раторную мощность в сеть ВН или СН, но и осуществить дополнительную передачу мощности из сети СН в сеть ВН. Допустимость различных комбинированных режимов передачи мощности в автотрансформаторе должна под­тверждаться соответствующим расчетом .

К особенностям конструкции автотрансформаторов сле­дует отнести необходимость глухого заземления нейтрали обмоток ВН и СН. Если при изолированной нейтрали про­изойдет замыкание одной из фаз сети ВН на землю, то потенциалы двух фаз обмотки СН повысятся до недопу­стимой величины, опасной для изоляции. Таким образом, автотрансформаторная связь возможна только между об­мотками, присоединенными к сети с глухозаземленными нейтралями 110 кВ и выше. Необходимость заземления нейтралей автотрансформаторов приводит к увеличению токов однофазного КЗ в этих сетях.

Несмотря на некоторые недостатки, автотрансформато­ры находят широкое применение, так как обладают сле­дующими преимуществами по сравнению с трехобмоточными трансформаторами: меньшим расходом активных и конструктивных материалов; меньшей потерей мощности; возможностью изготовления автотрансформаторов больших единичных мощностей.

1.5 Нагрузочная способность трансформаторов

Нагрузочная способность трансформаторов — это-сово­купность допустимых нагрузок и перегрузок.

Допустимая, нагрузка—это неограниченная во временидлительная нагрузка, при которой износ обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номиналь­ному режиму работы.

Перегрузка трансформатора—режим, вызывающийускоренный износ изоляции.Такой режим возникает, если нагрузка на данный трансформатор окажется больше его номинальной мощности или температура охлаждающей среды больше принятой расчетной +20 °С.

Перегрузки могут быть аварийными и систематиче­скими.

Аварийная перегрузкаразрешается в случаях, напри­мер, выхода из строя параллельно включенного трансфор­матора. Допустимая перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки +140°С и масла + 115°С. Согласно ГОСТ 11677—85 допускается крат­ковременная перегрузка сверх номинального тока (не­зависимо от длительности предшествующей нагрузки, тем­пературы охлаждающей среды и места установки) в сле­дующих пределах:

Масляные трансформаторы:

Перегрузка по току, %. 30 45 60 75 100

Длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

Перегрузка по току, °/о. 20 30 40 50 60

Длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

Для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается длительная аварийная перегрузка на 40% на период не более 5 суток продолжительностью не более 6 ч в сутки, при условии, что нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Трансформаторы с системой охлаждения ДЦ допускают работу с номинальной нагрузкой при отключении всех вен­тиляторов в течение 10 мин, при холостом ходе — 30 мин. Если по истечении указанного времени температура верх­них слоев не превысит 80 °С, то допускается дальнейшая работа, но не более 1 ч.

Систематическая перегрузка(максимально допустимая нагрузка) трансформаторов возможна за счет неравномер­ной нагрузки в течение суток. На рис.8 изображен су­точный график нагрузки, из которого видно, что в ночные, утренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума от 18 до 22 ч перегружен.

Рис. 8. Суточный график нагрузки

При недогрузке износ изоляции мал, при перегрузке износ значительно усиливается. Величина максимально допустимой систематической нагруз­ки определяется с учетом наибольшей температуры обмотки +140°С, наиболь­шей температуры масла в верхних слоях +90°С из условия, что износ изоляции за время максимальной на­грузки и предшествующей недогрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номиналь­ной нагрузке, когда темпе­ратура наиболее нагретой точки обмотки не превышает +98°С (ГОСТ 14209—85). По суточному графику, преобразованному в двухсту­пенчатый, определяют коэффициент начальной нагрузки К₁= S₁/S_ном, предшествующей максимальной нагрузке, и время максимальной нагрузкиh, ч. По значениямК₁,hи температуры охлаждающей среды с помощью таблиц, приведенных в ГОСТ 14209—85, находят коэффициент пе­регрузочной способности К₂= S_max/ S_ном.

Точный расчет максимально допустимых нагрузок, ава­рийных перегрузок и износа изоляции производится на ЭВМ по блок-схемам, приведенным в ГОСТ 14209—85.

1.6 Регулирование напряжения трансформаторов

Для поддержания нормального напряжения у потреби­телей силовые трансформаторы имеют устройство регули­рования напряжения изменением коэффициента трансфор­мации.

т. е. для изменения вторичного напряженияU₂надо изме­нить число витковω₁илиω₂. С этой целью обмотки транс­форматора (обычно со стороны ВН) снабжаются допол­нительными ответвлениями. Переключение ответвлений производится на отключенном от сети трансформаторе с помощью устройства ПБВ (переключение без возбужде­ния) или на трансформаторе под нагрузкой устройством РПН (регулирование под нагрузкой).

Устройство ПБВобеспечивает изменение коэффициен­та трансформации в пределах ±5%, для чего кроме ос­новного вывода 0 выполняют обычно два дополнительных ответвления (рис. 9). Если необходимо увеличить U₂, то после отключения трансформатора переключатель устанав­ливается в положение Х₁, Y₁,Z₁(—5%).

Ответвления могут выполняться в конце или в середи­не обмотки ВН. Устройство ПБВ используется для сезон­ного регулирования напряжения.

Рис.9. Схема регулирования напряжения ПБВ с трехфазным переключателем:

1- неподвижный контакт; 2- сегмент контактный; 3- вал переключателя

Устройство РПНпозволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи, для чего пред­усматриваются специальные переключающие устройства, встроенные в трансформатор. Регулировочные ответвления выполняются на стороне ВН, так как меньший по величи­не ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования применяют сту­пени грубой и тонкой регулировки (рис.10). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключа­тель1находится в положении II, а избиратель2— на по­следнем ответвлении. Наименьший коэффициент будет при положении переключателя1, а избирателя — на первом ответвлении.

Пределы регулирования напряжения устройством РПН зависят от мощности и напряжения трансформаторов и мо­гут достигать ±16% ступенями приблизительно по 1,5%.

Переключающие устройства на стороне 110, 220, 330 кВ, выполняются однофазными типа РНОА на 1000 и 2000 А, на стороне 35 кВ и ниже — трехфазными типов РНТА, РНТР на 400—1200 А.

Управление переключающими устройствами произво­дится дистанционно со щита управления или автоматиче­ски.

Рис.10. Схема устройства РПН трансформаторов:

Ab – основная обмотка ; bc – ступень грубой регулировки; 1 – переключатель;

2.3 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Конструкции воздушных линий электропередачи

Воздушная линия электропередачи(ВЛ) — линия электропередачи, провода которой поддерживаются над землей с помощью опор и изоляторов. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, защитные тросы, опоры, изоляторы илинейная арма­тура.Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одноцепная линия имеет один комплект фазных проводов трехфазной линии, а двухцепная — два комплекта.

Рис. 1.5. Конструкции проводов воздушных линий:а— общий вид многопроволочного провода;б— сечение алюминиевого провода;в— сечение сталеалюминиевого провода

Провода служат для передачи электроэнергии. Они должны удовлетворять следующим основным требова­ниям: обладать высокой электрической проводимо­стью (малым электрическим сопротивлением), иметь достаточную механическую прочность, быть гибкими, не подвергаться коррозии. На ВЛ применяются неизо­лированные (голые) и иногда изолированные провода. Наибольшее распространение нашли провода алюми­ниевые, сталеалюминиевые и из сплавов алюминия. Сталь в проводе увеличивает механическую проч­ность. Для придания гибкости провода, как правило, изготавливают многопроволочными (рис. 1.5, а). При увеличении сечения растет число проволок. В стале-алюминиевых проводах внутреннюю часть (сердечник провода) выполняют из стальных проволок, а верхние повивы — из алюминиевых.

Алюминиевые провода (рис. 1.5,6) применяют на ВЛ напряжением до 35 кВ. Они выпускаются трех марок: А, Ап и АКП. Последняя марка имеет анти­коррозионное покрытие и используется на территори­ях с химически активной средой.

Сталеалюминиевые провода (рис. 1.5, в) применяют на ВЛ напряжением выше 1 кВ. Они выпускаются с разным соотношением сечений алюминиевой и сталь­ной частей. Чем меньше это соотношение, тем провод имеет более высокую механическую прочность и поэ­тому используется на территориях с более тяжелыми климатическими условиями (с большей толщиной стенки гололеда). В марке сталеалюминиевых прово­дов указываются сечения алюминиевой и стальной частей, например АС 95/16.

Провода из сплавов алюминия (АН — нетермообра-ботанный, АЖ — термообработанный) имеют боль­шую по сравнению с алюминиевыми механическую прочность и практически такую же электрическую проводимость. Они используются на ВЛ напряжением выше 1 кВ в районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм.

Провода располагают различными способами (рис. 1.6). На одноцепных линиях напряжением 330 кВ и выше обычно применяют горизонтальное расположение проводов (рис. 1.6, б), что позволяет использовать более низкие опоры и исключает схле­стывание проводов при сбрасывании гололеда. На одноцепных линиях напряжением до 330 кВ, как правило, провода располагают треугольником (рис. 1.6, а).

На двухцепных линиях иногда применяют располо­жение проводов обратной елкой (рис. 1.6, в), что удоб­но по условиям монтажа, но увеличивает массу опор, так как требует подвески двух грозозащитных тросов.

Однако чаще провода на них располагают шестиуголь­ником (рис. 1.6, г).

Все больше стали применяться ВЛ с изолированны­ми проводами напряжением до 10 кВ. В линии напря­жением 380 В провода состоят из несущего неизолиро­ванного провода, являющегося нулевым, трех изоли­рованных фазных проводов, одного изолированного провода наружного освещения. Фазные изолирован­ные провода навиты вокруг несущего нулевого прово­да. Несущий провод является сталеалюминиевым, а фазные — алюминиевыми. Последние покрыты све­тостойким термостабилизированным (сшитым) поли­этиленом (провод типа АПВ). К преимуществам В Л с изолированными проводами перед линиями с голы­ми проводами можно отнести отсутствие изоляторов на опорах, максимальное использование высоты опо­ры для подвески проводов; нет необходимости в обрез­ке деревьев в зоне прохождения линии.

Рис. 1.6. Расположение проводов и тросов на опорах:

а — треугольником; б — горизонтальное; в — обратной елкой; г — шестиугольником

Тросы наряду с искровыми промежутками, разряд­никами и устройствами заземления служат для защи­ты линий от грозовых перенапряжений. Их подвеши­вают над фазными проводами на ВЛ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от района по грозовой деятельности и материала опор, что регламентируется «Правилами устройства электроустановок». Грозоза­щитные тросы обычно выполняют из стали, но при использовании их в качестве высокочастотных кана­лов связи — из стали и алюминия. Крепление тросов на всех опорах ВЛ напряжением 220—500 кВ должно быть выполнено при помощи изолятора, шунтирован­ного искровым промежутком. На линиях 35—110 кВ крепление троса к металлическим и железобетонным промежуточным опорам осуществляется без изоляции троса.

Для защиты от грозовых перенапряжений участков ВЛ с пониженным по сравнению с остальной линией уровнем изоляции применяют трубчатые разрядники или ограничители перенапряжений. Такими участками являются, например, переходы ВЛ через реки, ущелья при высоте опор более 40 м и от­сутствии на опорах троса. Кабельные вставки на ВЛ длиной менее 1,5 км также должны быть защищены по обоим концам от грозовых перенапряжений разряд­никами.

На ВЛ заземляются все металлические и железобе­тонные опоры, на которых подвешены грозозащитные тросы или установлены другие средства грозозащиты (разрядники, искровые промежутки) линий напряже­нием 6—35 кВ. В линиях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью крюки и штыри фазных проводов, уста­навливаемые на железобетонных опорах, а также ар­матура этих опор должны быть присоединены к нуле­вому проводу.

Опоры поддерживают провода на определенной вы­соте над землей, водой или каким-то инженерным сооружением. В зависимости от материала они бывают деревянные, железобетонные и металлические.

Деревянные опоры используются в лесных районах, но все меньше. Основной их недостаток — недолго­вечность из-за гниения древесины, несмотря на ее обработку антисептиками.

Железобетонные опоры наиболее широко применя­ются на линиях напряжением до 750 кВ. Они долговеч­нее деревянных, просты в эксплуатации, дешевле ме­таллических.

Металлические (стальные) опоры применяются на линиях напряжением 35 кВ и выше. Они очень на­дежные, так как обладают высокой механической прочностью, но достаточно металлоемкие и в процессе эксплуатации требуют окраски для защиты от кор­розии.

По назначению опоры бывают промежуточные, ан­керные, угловые и специальные.

Промежуточныеопоры (рис. 1.7, а, б) наиболее про­стые и служат для поддержания проводов на прямых участках ВЛ. В нормальном режиме они не испытыва­ют усилий вдоль линии и провода к ним крепятся через поддерживающие гирлянды изоляторов или в линиях 6—10 кВ через штыревые изоляторы.

Анкерныеопоры (рис. 1.7, г, д) предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на концах линий и прямых участков, на пересечениях особо важных инженерных сооружений (железных дорог, автострад). В наиболее трудных ре­жимах работают концевые анкерные опоры, восприни­мая одностороннее тяжение проводов. На такое же одностороннее тяжение рассчитываются и анкерные опоры, устанавливаемые на прямых участках, которое может возникнуть при обрыве части проводов в при­мыкающем к опоре пролете. Опоры данного типа обычно выполняются в виде пространственных форм, поэтому они значительно сложнее и дороже промежу­точных.

Рис. 1.7. Опоры воздушных линий

а – промежуточная двухцепная железобетонная одностоечная; б – промежуточная металлическая одностоечная с оттяжками; в – промежуточная угловая портальная с оттяжками; г – анкерная типа «рюмка»; д – трехстоечная анкерная

Рис. 1.7. Опоры воздушных линий

е – анкерная угловая металлическая; ж — анкерная угловая одностоечная железобетонная с оттяжками; з – переходная; и – транспозиционная.

Угловыеопоры устанавливают в точках, где линия делает поворот. Они могут быть промежуточного и ан­керного типа. При углах поворота а до 20° (рис. 1.8) на ВЛ применяются промежуточные угловые опо­ры (рис. 1.7, в), а при больших углах — анкерные угловые (рис. 1.7, е, ж). На угловые опоры действуют нагрузки от поперечных составляющих тяжения про­водов, поэтому они сложнее промежуточных.

Специальныеопоры бывают следующих типов: пе­реходные (рис. 1.7, з) — для больших пролетов при пересечении рек, ущелий; ответвительные — для вы­полнения ответвлений от основной линии; транспози­ционные (рис. 1.7, и) — для изменения порядка распо­ложения проводов на опоре.

Для всех рассмотренных способов расположения проводов, особенно горизонтального, характерно не­симметричное их расположение по отношению друг к другу, что приводит к неодинаковым индуктивным сопротивлениям и емкостным проводимостям разных фаз. Чтобы индуктивность и емкость всех фаз ВЛ были одинаковыми, на длинных линиях (более 100 км) применяют транспозицию проводов, которую осуществляют с помощью соответствующих опор. При полном цикле транспозиции (рис. 1.9) провод каждой из фаз последовательно занимает места других про­водов на равных участках линии.

Рис. 1.8. Угол поворота линии

Рис. 1.9 Цикл транспозиции одноцепной линии

Рис.1.10 Изоляторы воздушных линий:

а) штыревой 6 – 10 кВ, б) штыревой 35 кВ, в) подвесной, г,д) стержневые полимерные

Изоляторы воздушных линий предназначены для изоляции и крепления проводов. Изготавливаются они из фарфора или закаленного стекла — материалов, об­ладающих высокой механической и электрической прочностью и стойкостью к атмосферным воздей­ствиям. Существенным достоинством стеклянных изо­ляторов является то, что при повреждении закаленное стекло рассыпается. Это облегчает нахождение поврежденных изоляторов на линии.

По конструкции изоляторы разделяют на штыре­вые и подвесные.

Штыревые изоляторы применяются на линиях напряжением до 1 кВ, 6—10 кВ и редко 35 кВ (рис. 1.10, а, б). Они крепятся к опорам при помощи крюков или штырей.

Подвесные изоляторы (рис. 1.10, в) используются на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Они состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части 1, шапки из ковкого чугуна 2, металлического стержня 3 и цементной связки 4. Подвесные изоляторы собира­ют в гирлянды, которые бывают поддерживающими (на промежуточных опорах) и натяжными (на анкер­ных опорах). Число изоляторов в гирлянде определя­ется напряжением линии: 35 кВ — 3—4 изолятора, 110 кВ — 6—8.

Разработаны и проходят опытную промышленную проверку полимерные изоляторы (рис. 1.10, г). Они представляют собой стержневой элемент из стеклопла­стика, на котором размещено защитное покрытие с ребрами из фторопласта или кремнийорганической резины.

Линейная арматура применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам и де­лится на следующие основные виды: зажимы, сцепную арматуру, соединители и др.

Зажимы служат для закрепления проводов и тро­сов и прикрепления их к гирляндам изоляторов и подразделяются на поддерживающие, подвешиваемые на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на опорах анкерного типа (рис. 1.11, а, б, в).

Сцепная арматура предназначена для подвески гирлянд на опорах и соединения многоцепных гирлянд друг с другом и включает скобы, серьги, ушки, коромысла. Скоба служит для присоединения гирлян­ды к траверсе опоры. Поддерживающая гирлянда(рис. 1.11, г) закрепляется на траверсе промежуточ­ной опоры при помощи серьги 1, которая другой стороной вставляется в шапку верхнего подвесного изолятора 2. Ушко 3 используется для прикрепления к нижнему изолятору гирлянды поддерживающего зажима 4.

На ответственных опорах (например, переходных, с расщепленными проводами) применяют сдвоенные гирлянды изоляторов, для соединения которых слу­жат коромысла. В линиях напряжением 330 кВ и вы­ше с расщепленными фазами в пролетах устанавливают дистанционные распорки (рис. 1.11, д), предотвращающие схлестывания, соударения и закру­чивания отдельных проводов фазы.

Соединители применяются для соединения отдель­ных участков провода. Они бывают овальные и прес­суемые. В овальных соединителях провода либо обжи­маются, либо скручиваются (рис. 1.11, е). Прессуемые соединители (рис. 1.11,ж) применяются для соедине­ния проводов больших сечений. В сталеалюминиевых проводах стальная и алюминиевая части впрессовыва­ются раздельно.

Рис. 1.11. Линейная арматура воздушных линий:

а – поддерживающий зажим; б – болтовой натяжной зажим; в – прессуемый натяжной зажим; г – поддерживающая гирлянда изоляторов; д – дистанционная распорка; е – овальный соединитель; ж – прессуемый соединитель

2.4 ВОЗДУШНЫЕ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1. Воздушные линии электропередач

Электрические воздушные линии(ВЛ)предназначены для пере­дачи и распределения электрической энергии по проводам, рас­положенным на открытом воздухе и прикрепленным к различным опорным конструкциям. ВЛ мо­гут быть с напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ.

незначительный объем земляных работ при постройке;

простота эксплуатации и ремонта;

возможность использования опор воздушных линий с напря­жением до 1 кВ для крепления проводов радиосети, местной теле­фонной связи, наружного освещения, телеуправления, сигнали­зации;

более низкая стоимость сооружения 1 км (примерно на 25. 30 %) по сравнению со стоимостью сооружения кабельной линии).

l–пролет линии – расстояние между соседними опорами

(до 1 кВ – 30 – 75 м; 110 кВ – 150-200 м; 220-500кВ – 400-450м)

f– стрела провеса – расстояние от точки подвеса до низшей

h – габарит – наименьшее расстояние от низшей точки провода

до земли (в насел. пунктах – 6-8 м, в ненаселенных – 5-7 м)

Основные конструк­тивные элементы ВЛ:

опоры — для подвески проводов и грозозащитных тросов;

провода различных конструкций и сечений — для передачи по ним электрического тока;

грозозащитные тросы — для защиты линий от грозовых разрядов;

изоляторы, собранные в гирлянды — для изоляции проводов от заземленных частей опоры;

линейная арматура — для крепления проводов и тросов к изоля­торам и опорам, а также для соединения проводов и тросов;

заземляющие устройства — для отвода токов грозовых разрядов или короткого замыкания в землю.

— по материалу: деревянные; металлические и железобетонные

— по назначению: промежуточные, анкерные, угловые, концевые, переходные

Провода:алюминиевые (А), сталеалюминиевые (АС, АСО-облегченный, АСУ-усиленный),

Номинальные сечения: 4, 6,10, 16, 25,35, 50, 70, 95, 120,150, 85, 240, 300, 400,500,600,700мм 2

— по материалу: фарфоровые, стеклянные

— по назначению: штыревые, подвесные (гирлянды)

— рытье котлованов под опоры

— сборка и установка опор

— раскатка и соединение проводов

— натяжение и крепление проводов

2.4 Кабельные линии электропередач

Кабель — готовое заводское изделие, состоящее из изолирован­ных токоведущих жил, заключенных в защитную герметичную обо­лочку, которая может быть защищена от механических поврежде­ний броней.

Силовые кабели выпускаются на напряжение до 110 кВ включи­тельно.

Силовые кабели на напряжение до 35 кВ имеют от одной до че­тырех медных или алюминиевых жил сечениями 1. 2000 мм 2 . Жилы сечением до 16 мм 2 — однопроволочные, свыше — многопроволоч­ные. По форме сечения жилы одножильных кабелей круглые, а мно­гожильных — сегментные или секторные (рис.1). Преимущественно применяются кабели с алюминиевыми жилами. Кабели с медными жилами применяются редко: для перемещающихся механизмов, во взрывоопасных помещениях.

Рис. 1. Кабель с вязкой пропиткой на напряжение 10 кВ типа СБ или АСБ: 1 — медные или алюминиевые жилы; 2 — фазная изоляция из пропитанной бумаги; 3 -заполнитель из джута; 4 — поясная изоляция из пропитанной маслом бумаги; 5 — свинцо­вая оболочка; 6 — джутовая прослойка; 7 — броня из стальной ленты; 8 – наружный защитный покров

Изоляция жил выполняется из кабельной бумаги, пропитанной маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и полиэтилена. Кабели с бумажной изоляцией, предназначенные для про­кладки на вертикальных и крутонаклонных трассах, имеют обед­ненную пропитку.

Защитная герметичная оболочка кабеля предохраняет изоляцию от вредного действия влаги, газов, кислот и механических повреж­дений. Оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и поливинилхлорида.

В кабелях напряжением выше 1 кВ для повышения электричес­кой прочности между изолированными жилами и оболочкой про­кладывается слой поясной изоляции.

Броня кабеля выполняется из стальных лент или стальных оцин­кованных проволок. Поверх брони накладывают покровы из ка­бельной пряжи (джута), пропитанной битумом и покрытой мело­вым составом. При прокладке кабеля в помещениях, каналах и тоннелях джутовый покров во избежание возможного пожара сни­мают.

Кабели на напряжение 110 кВ и выше обычно выполняют газо- или маслонаполненными, одножильными с покрытием стальной броней или асфальтированными, для прокладки в земле или на воз­духе. Масло в кабелях находится под давлением.

Обозначения марок кабелей соответствует их конструкции.

Кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами имеют марки: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСПГ, АСШв. Пер­вая буква обозначает материал жил (А — алюминий, отсутствие впе­реди буквы А в маркировке означает наличие медной жилы), вто­рая — материал оболочки (А — алюминий, С — свинец). Буква Б означает, что кабель бронирован стальными лентами; буква Г — от­сутствие наружного покрова; Шв — наружный покров выполнен в виде шланга из поливинилхлорида.

Изоляция обозначается: Р — резиновая, П — полиэтиленовая, В -поливинилхлоридная, отсутствие обозначения — бумажная с нор­мальной пропиткой.

Броня обозначается при выполнении: стальными лентами — Б, плоской оцинкованной стальной проволокой — П, круглой оцинко­ванной стальной проволокой — К.

1. Прокладка кабелей в траншее

— рытье траншеи (глубина не менее 0,8м, ширина – в зависимости от числа кабелей)

— на дно траншеи насыпают слой песка (подушку) толщиной 100 мм

— укладывают кабель (змейкой)

— засыпают слоем мягкого грунта (100мм)

— кабели на напряжение выше 1кВ по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, так же в последнее время применяются защитно-сигнальные листы из полимерных материалов типа ЛПЗС и ленты типа ЛЗС. Затем траншея засыпается землей

При прокладке должны выдерживаться расстояния не менее: от фундаментов зданий – 0,6м; от трубопроводов – 0,5м; от теплопроводов – 2м

2. Прокладка кабелей в каналах.(железобетонных подземных сооружениях)

Этот способ дороже, чем в траншее. Каналы прокладывают на глубине 300мм и более. Глубина канала не более 900мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного метала, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.

3. Прокладка кабелей в туннелях.

Способ удобен и надежен в эксплуатации, но оправдан лишь при большом числе кабелей (30-40), идущих в одном направлении.

Туннели бывают проходные (2100мм) и полупроходные (1500мм) – допускаются на коротких участках до (10м)

4. Прокладка кабелей в блоках.

Способ надежен, но наименее экономичен. Применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы.

5. Прокладка кабелей на галереях и эстакадах.

При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады и закрытые галереи, а также использовать стены зданий, в которых нет взрыво- и пожароопасных производств.

— на территории, насыщенной различными подземными коммуникациями

— на предприятиях с большой агрессивностью почвы

Соединение жил кабелей

Соединение жил кабелей на напряжение до 1 кВ включает в себя два этапа:

— разделку концов кабелей

— соединение жил пайкой, сваркой или опрессовкой

Для герметизации участков соединений и защиты их от механических повреждений применяют кабельные муфты

Соединение кабелей.

Для соединения отдельных участков кабелей применяется специальная кабельная арматура – соединительные муфты. Для вновь строящихся кабельных линий число соединительных муфт на 1 км должно быть не более:

• для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением до 95 мм 2 – 4 шт.
• для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением 120-240 мм 2 – 5 шт.
• для одножильных кабелей – 2 шт.

При прокладке в траншее нескольких кабелей соединительные и стопорные муфты располагают со сдвигом не менее 2 м.

Расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм.

Прозвонкакабелей

Для правильного подключения кабелей к контактам электри­ческих машин, приборов и аппаратов проводят их прозвонку.

Простейшая прозвонка выполняется с помощью лампы и ба­тарейки (рис. 8,а),т.е. жилы одного конца кабеля (на рисун­ке — левом) произвольно маркируют и к первой из них подклю­чают провод от батарейки. Затем присоединяют к лампе провод­ник и им поочередно касаются жил на другом конце кабеля. Если при касании лампа загорается, значит это жила, к которой при­соединен провод от батарейки.

Также прозвонку можно выполнить без проводника, соединя­ющего оба конца кабеля (рис. 8,б).Таков же принцип прозвонки с применением мегомметра, если он оказывается присо­единенным к концам, принадлежащим одной и той же жиле, его стрелка показывает нуль.

Рассмотренные способы прозвонки удобны в том случае, если оба конца кабеля расположены недалеко друг от друга и ее может выполнить один человек. Если концы длинного отрезка кабеля на­ходятся в разных помещениях здания или в разных зданиях, при­меняется наиболее универсальный способ прозвонки с помощью двух телефонных трубок (рис.8,в).Для этого телефонные и мик­рофонные капсюли в трубках соединяют последовательно, и в эту цепь включают сухой элемент или аккумулятор с напряжением 1—2 В. Этот способ удобен также тем, что монтеры могут согласо­вывать свои действия, переговариваясь по телефону. На одном конце кабеля монтер присоединя­ет один проводник трубки к оболочке кабеля, а другой — к любой из его жил. На другом конце кабеля второй рабочий присоединяет один проводник трубки к оболочке кабеля, а другой — поочередно к его жи­лам. Если в трубке слышится щелчок и монтеры слышат друг друга, значит проводники труб­ки присоединены к одной жиле кабеля.

В некоторых случаях прозвон­ка выполняется с помощью спе­циального трансформатора с несколькими отводами от вто­ричной обмотки (рис.8, г). В этом случае начало обмотки подключают к заземленным оболочкам кабеля, а отводы -к его жилам. Далее записыва­ют напряжение, поданное на каждую из жил. Измерив напряжение между жилами и оболочкой на противоположном конце кабеля и используя записанные зна­чения напряжения, нетрудно определить принадлежность концов к той или иной жиле и выполнить маркировку. Для маркировки жил силовых кабелей используют отрезки ви­ниловых трубок или специальные оконцеватели, на которых не­смываемыми чернилами делают надписи.

Рис. 8. Схемы прозвонки кабелей:

а, 6 —с помощью лампы;в— спомо­щью телефонных трубок;г — сисполь­зованием специального трансформатора

Фазированиекабелей.Для повышения надежности электроснаб­жения потребителей, а также в случае, если мощности одного пи­тающего кабеля недостаточно для нормальной работы электроуста­новки, применяют несколько параллельно проложенных кабелей. При этом они должны подключаться к электрооборудованию с со­блюдением порядка чередования фаз. Если это условие не будет соблюдено, то включение питания вызовет короткое замыкание.

Определение порядка чередования фаз при параллельном под­ключении кабелей называется фазированием кабелей.

Пусть шины двух распределительных устройств (рис. 9) свя­заны между собой кабелем1, по которому электроэнергия пере­дается от РУ-1 к РУ-2. Для большей надежности электроснабже­ния параллельно работающему кабелю проложен кабель2,при­чем его жилы также должны быть подключены к сборным шинам так, чтобы шинаАв РУ-1 оказалась соединенной с шинойАв РУ-2. Это требование относится и к шинамВи С. В установках на­пряжением 380/220 В кабель фазируют с помощью вольтметра, рассчитанного на линейное напряжение сети, т. е. кабель2в РУ-1 подключают к шинам посредством рубильника, а в РУ-2 вольт­метром измеряют напряжение между одной из жил этого кабеля и той шиной, к которой предполагается ее присоединить. Если вольтметр показывает линейное напряжение, это означает, что жила кабеля и шина распределительного устройства принадлежат к разным фазам, и соединять их нельзя. Нулевое показание вольтметра свидетельствует о том, что жила кабеля и шина имеют оди­наковый потенциал и, следовательно, принадлежат к одной и той же фазе, а поэтому их соединение возможно. Точно так же фази­руют две другие жилы кабеля. При отсутствии вольтметра можно воспользоваться двумя последовательно соединенными лампами накаливания с номинальным напряжением 220 6 (жила и шина, при включении между которыми лампы не горят, принадлежат к одной фазе).

Следует помнить, что так как кабели представляют собой зна­чительную емкость, после фазирования, прозвонки и испытания на их жилах сохраняется значительное напряжение, вызванное ос­таточным емкостным зарядом. Поэтому после каждой подачи на­пряжения на кабель его необходимо разряжать путем соединения каждой жилы с системой заземления.

Электрическое оборудование электростанций

1. Синхронные генераторы: общие сведения, режимы работы

На современных электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Первичными двигателями для них являются паровые турбины или гидротурбины. В первом случае это турбогенератор (рис. 1), а во втором – гидрогенератор (рис. 2).

Большинство турбогенераторов быстроходные, т. е. имеют максимальное число оборотов – 3000. Если бы наши электроустановки были рассчитаны на частоту 60 Гц, то номинальное число оборотов соответственно увеличилось бы до 3600.

Рис. 1. Турбогенератор

Генераторы небольших мощностей, соединенные с дизелями и другими поршневыми машинами, изготовляются на 750…1500 об/мин. Большие скорости вращения ротора отражаются на его конструкции – это цилиндрическая цельнокованая поковка из специальной легированной стали. Вдоль поверхности ротора фрезеруют радиальные пазы, в которые укладывается обмотка возбуждения. Пазы закрываются клиньями, а в лобовой части обмотка укрепляется бандажными кольцами. Ротор турбогенератора гладкий, неявнополюсный диаметром 1,1…1,2 м, длиной 6…6,5 м. Сердечник статора шихтуется из листов электротехнической стали в пакеты, между которыми образуются вентиляционные каналы. В пазы статора укладывается обмотка, закрепляемая деревянными или текстолитовыми клиньями, а лобовые части тщательно прикрепляются к конструктивным частям статора. Корпус статора изготовляется сварным и с торцов закрывается щитами с герметическими уплотнениями. Для АЭС, ввиду низких параметров пара, применяют четырехполюсные генераторы с частотой вращения 1500 об/мин.

Рис. 2. Гидрогенератор Братской ГЭС

Гидрогенераторы большой и средней мощности выполняются с вертикальным валом, в верхней части которого располагается генератор, а в нижней – гидротурбина. Мощность гидротурбины и ее скорость определяются величиной напора и расхода воды. Гидрогенераторы при больших мощностях изготовляются на 60…125 об/мин, при средних и малых – на 125…750 об/мин, т. е. они являются тихоходными.

Вертикальные гидрогенераторы подвесного типа имеют один подпятник, расположенный в верхней крестовине, к которой «подвешен» ротор генератора и колесо турбины. Нижний и верхний направляющие подшипники обеспечивают вертикальное положение вала. В гидрогенераторах зонтичного типа подпятник находится под ротором, в нижней крестовине, что позволяет снизить высоту всего агрегата, а следовательно и здания ГЭС. Такое исполнение применяется для мощных агрегатов.

Статор гидрогенератора выполняется принципиально так же, как у турбогенератора. Ротор тихоходных гидроагрегатов имеет большое количество полюсов.

Полюсы ротора с обмоткой возбуждения крепятся на ободе ротора. Кроме основной обмотки возбуждения, полюсы снабжены успокоительной обмоткой из медных стержней, уложенных в пазах полюса у периферии. Находят применение капсульные гидрогенераторы с горизонтальным валом, заключенные в водонепроницаемую оболочку, которая обтекается потоком воды, приводящим в движение колесо гидротурбины.

Номинальный (нормальный) режим работы – это длительно допустимый режим с параметрами, указанными в паспорте генератора. Номинальное напряжение – это междуфазное напряжение обмотки статора в номинальном режиме. Согласно ГОСТ 533–85 установлена следующая шкала стандартных напряжений: 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20 и 24 кВ. Допускается работа генератора с номинальной мощностью при отклонении напряжения +5 %. Длительно допустимое в эксплуатации напряжение не должно превышать 110 % номинального, но при этом ток ротора не должен превышать номинального значения.

Шкала номинальных мощностей крупных гидрогенераторов нестандартна. Номинальный cos φ принят равным: 0,8 – для генераторов до 100 МВт; 0,85 – для турбогенераторов до 500 МВт и гидрогенераторов до 300 МВт; 0,9 – для более мощных генераторов. Номинальной мощности генератора соответствует определенная температура охлаждающего воздуха, водорода или воды и длительно допустимая температура нагрева обмоток статора и ротора, а также активной стали магнитопровода. Допустимый нагрев частей генератора зависит от теплостойкости применяемых изоляционных материалов.

Для удаления теплоты создается система искусственного охлаждения. Охлаждение можно производить воздухом, водородом, водой, маслом. Отвод теплоты может осуществляться непосредственно от проводников обмотки по каналам, расположенным внутри пазов, или косвенно от поверхности ротора и статора. Эти системы охлаждения имеют условное буквенное обозначение, применяемое в паспортных данных генераторов.

Косвенное воздушное охлаждение ротора и статора применяется в турбогенераторах мощностью до 25 МВт и в гидрогенераторах до 250 МВт. Проточная система охлаждения применяется для генераторов небольшой мощности (до 2…4 МВ А). В этой системе воздух забирается из помещения и с помощью вентиляторов, насаженных на вал генератора, прогоняется через зазор между статором и ротором по вентиляционным каналам. Совершенствование системы воздушного охлаждения, применение многоструйного охлаждения позволили создать серию турбогенераторов ТФ мощностью от 3 до 180 МВт (В обозначении типа турбогенератора буква Ф обозначает «форсированное» охлаждение.). Турбогенераторы серии ТЗФ имеют улучшенные характеристики по сравнению с ТФ, т. к. в них охлаждающий воздух циркулирует под действием двух центробежных вентиляторов, установленных на валу ротора, и охлаждается в водовоздушных охладителях. Турбогенераторы этой серии применяются на паротурбинных, газотурбинных и парогазотурбинных установках.

Гидрогенераторы имеют значительно бóльшую поверхность охлаждения, чем турбогенераторы, т. к. диаметр ротора у них в несколько раз больше. Это позволяет применять воздушное охлаждение для мощных гидрогенераторов. У гидрогенератора, имеющего радиальную систему воздушной вентиляции воздух поступает сверху и снизу и под действием избыточного давления, созданного вращающимся ротором, проходит через каналы в ободе ротора, промежутки между полюсами, воздушный зазор, каналы магнитопровода статора, выходит в корпус статора и через отверстия в корпусе – в охладители. Пройдя охладители, воздух по каналам в фундаменте и между лапами верхней крестовины вновь поступает в генератор. Косвенное водородное охлаждение турбогенераторов устроено по такой же схеме, как и воздушное.

Преимуществами применения водорода являются: в 7 раз большая теплопроводность, в 14 раз меньшая плотность, в 1,44 раза больший коэффициент теплоотдачи с поверхности. Более эффективное охлаждение позволяет при тех же размерах увеличить мощность турбогенераторов на 15…20 %, а синхронных компенсаторов – на 30 %. Благодаря меньшей плотности водорода уменьшаются вентиляционные потери, в результате чего возрастает КПД на 0,8…1 %. Изоляция в среде водорода не окисляется, поэтому повышается срок службы изоляции обмоток.

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, и отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения, так называемая кратность форсировки.

Для генераторов мощностью до 100 МВт в качестве возбудителя применяется генератор постоянного тока, соединенный с валом генератора. Обмотка возбуждения возбудителя питается от якоря возбудителя, ток в ней регулируется реостатом или автоматическим регулятором возбуждения. Ток, подаваемый в обмотку возбуждения синхронного генератора, определяется величиной напряжения на возбудителе. Недостатком такой системы возбуждения является невысокая надежность работы генератора постоянного тока из-за вибрации и тяжелых условий коммутации при высокой частоте вращения – 3000 об/мин. Другим недостатком является невысокая скорость нарастания возбуждения, особенно у гидрогенераторов.

Широкое распространение получила система возбуждения с машинным возбудителем 50 Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения). На одном валу с генератором находится вспомогательный синхронный генератор, который имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками, к которым присоединены две группы тиристоров: рабочая группа – на низкое напряжение возбудителя и формировочная группа – на полное напряжение. Применение двух групп тиристоров обеспечивает потолок возбуждения и высокое быстродействие. Обе группы соединяются параллельно по трехфазной мостовой схеме. Система управления тиристорами питается от трансформатора и связана с АРВ (автоматическое регулирование возбуждения).

2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы: общие сведения, системы охлаждения, нагрузочная способность

Для связи с энергосистемой и потребителями, а также для питания собственных потребителей станции (собственных нужд) на электрических станциях и подстанциях устанавливают повышающие и понижающие трансформаторы (рис. 3). В связи с тем, что в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. Следует заметить, что на каждый установленный киловатт генераторной мощности приходится 7…8 кВ·А трансформаторной мощности, а на вновь вводимый – до 12…15 кВ·А.

Рис. 3. Устройство силового трансформатора

На крупных электростанциях для связи двух высших напряжений, как правило, применяются автотрансформаторы, обладающие существенными технико-экономическими преимуществами в сравнении с обычными трансформаторами. Стоимость автотрансформатора, потери энергии при эксплуатации значительно ниже, чем у обычных трансформаторов той же мощности.

На подстанциях 35…750 кВ энергосистем России работает около 2500 силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью более 570 тыс. MB·А, что почти втрое больше установленной мощности электростанций.

В справочных данных на трансформаторы приводятся: тип, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, потери мощности холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, ток холостого хода.

На повышающих и понизительных подстанциях применяют трехфазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Двухобмоточные трансформаторы номинальной мощностью больше 25 MB·А выполняются с расщепленной обмоткой вторичного напряжения 6…10 кВ. Обмотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН. В настоящее время применяются трансформаторы следующих стандартных номинальных мощностей: 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10000, 16000, 25000, 32000, 40000, 63000, 80000, 160000 кВ·А.

Условные обозначения типов трансформаторов состоят из букв, которые обозначают:

• первые буквы: О – однофазный, Т – трехфазный.
• последние буквы: Н – выполнение одной обмотки с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН); Р – трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения; Т – трехобмоточный трансформатор; М, Д, ДЦ, С, 3 – система охлаждения трансформаторов.

В настоящее время трансформаторы выполняются с переключением ответвлений обмотки без возбуждения (ПБВ) и с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой – РПН.

Переключение без возбуждения осуществляется после отключения всех обмоток от сети при помощи ответвлений обмотки ВН или СН.

Трансформаторы с воздушным охлаждением называются сухими (С). Изготовляются мощностью до 1600 кВ·А включительно для установки в закрытых помещениях. Преимущество сухих трансформаторов заключается в их пожаробезопасности и сравнительной простоте конструкции. Естественное масляное охлаждение (М) применяется для трансформаторов мощностью до 6300 кВ·А.

При мощности трансформаторов 10000 кВ·А и более применяется масляное охлаждение с воздушным дутьем (Д). Обдувание поверхности радиаторов позволяет увеличить теплоотдачу на 50 % и более. В настоящее время трансформаторы снабжаются системой дутьевого охлаждения при помощи вентиляторов.

Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией (Ц) позволяет значительно увеличить отвод тепла. К баку масляного трансформатора подключают центробежный насос, который прогоняет горячее масло через воздушный или водяной охладитель. На трансформаторах мощностью 63 MB·А и более используют две системы охлаждения ДЦ.

Трансформаторы с охлаждением негорючим жидким диэлектриком совтолом (Н) изготовляются мощностью до 2500 кВ·А.

Буква З обозначает, что трансформатор – без расширителя и защита осуществляется с помощью азотной подушки.

Пример условного обозначения трансформатора ТРДН – 40000/110: трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой НН, масляным охлаждением, дутьем и естественной циркуляцией масла, РПН, номинальной мощностью 40000 кВ·А, напряжением 110 кВ.

Важным параметром подключения трансформатора к сети является группа и схема соединений его обмоток. Группой соединений называют угловое (кратное 30°) смещение векторов между одноименными вторичными и первичными линейными напряжениями холостого хода трансформатора. Возможны четыре схемы соединения трансформаторов: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью YH, треугольник Δ, зигзаг Z. Группа соединений указывается числами от 0 до 12. Например, 11 соответствует углу 330°. В трехобмоточных трансформаторах наиболее часто применяются соединения: звезда-звезда с выведенными нейтралями – треугольник Y/YH/Δ – 11, 12.

Автотрансформаторы применяются при небольших коэффициентах трансформации (менее 2), при которых они более экономичны, чем трансформаторы. Кроме того, автотрансформаторы применяются в сетях напряжением 220 кВ и выше для регулирования напряжения (линейные регуляторы). Маркировка автотрансформаторов начинается с буквы А, например, АТДЦТН – 2000000/220 обозначает автотрансформатор трехфазный с масляным охлаждением, с принудительной циркуляцией и дутьем, трехобмоточный, с РПН номинальной мощностью 200 000 кВ·А, напряжением 220 кВ.

Трехфазные трехобмоточные автотрансформаторы изготовляются с соединением обмоток ВН (220 кВ) и СН (110 кВ) в звезду и добавочной обмотки НН (6,3 …38,5 кВ) – в треугольник.

3. Выключатели высокого напряжения: масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные, электромагнитные

Высоковольтные выключатели служат для включения и отключения высоковольтных цепей по всех режимах работы электроустановок (нормальном, ненормальном, аварийном). К выключателям предъявляются следующие требования: надежность в работе и безопасность в обслуживании; минимальное время отключения; малые габариты и масса; удобство и простота монтажа и эксплуатации; возможность после отключения автоматического повторного включения (АПВ); сравнительно невысокая стоимость.

Требование надежности является одним из важнейших, т. к. от надежной работы выключателя зависит надежность работы электроустановки и даже всей системы. Быстродействие выключателя желательно, поскольку снижается термическое воздействие тока К.З. на элементы электроустановки, по которой он протекает, снижается опасность распространения аварии на другие электроустановки, повышается устойчивость параллельной работы трансформаторов и линий электропередачи.

По принципу гашения дуги и роду дугогасящей среды выключатели подразделяются на масляные, воздушные, электромагнитные, элегазовые и вакуумные.

В настоящее время наиболее распространенными являются масляные включатели (рис. 4), в которых гашение дуги происходит в трансформаторном масле. В малообъемных выключателях масло служит только для гашения дуги, а в многообъемных оно является еще и изолирующей средой.

Рис. 4. Баковый высоковольтный масляный выключатель

Рис. 5. Воздушные выключатели 750 кВ

В воздушных выключателях (рис. 5) гашение дуги осуществляется струей воздуха под высоким давлением. Эти выключатели не получили распространения в железнодорожных электроустановках.

В электромагнитных выключателях (рис. 6) гашение дуги осуществляется за счет перемещения ее в пространстве магнитным полем, т. е. гашение происходит в воздушной среде.

Рис. 6. Выключатели электромагнитные ВЭМ-10Э

В элегазовых выключателях (рис. 7) гашение дуги происходит в среде шестифтористой серы SF₆ (электрическом газе – сокращенно элегазе), которая активно захватывает электроны в столбе дуги.

Рис. 7. Элегазовый выключатель высокого напряжения

Вакуумные выключатели (рис. 8) осуществляют гашение дуги в вакуумной камере, где газ практически отсутствует.

Рис. 8. Вакуумный выключатель внутренней установки HVX на напряжения 10 кВ

Эти выключатели по своим качествам наиболее близки к идеальным и поэтому в настоящее время получают все более широкое распространение.

Выключатели классифицируются: по числу фаз (одно- и трехфазные); по месту установки (внутренней и наружной); по времени отключения (до 0,08 с – быстродействующие, до 0,12 с – ускоренного действия, до 0,25 с – небыстродействующие).

Технические данные выключателей приводятся в паспорте, а основные – на его щитке. Важнейшие параметры выключателей. Номинальное напряжение (U_ном, кВ) определяет размеры изолирующих частей, следовательно, габаритные размеры и массу выключателя. Наибольшее рабочее напряжение (U_{раб. max}, кВ) – максимальное напряжение, при котором изготовители гарантируют работу выключателей.

4. Реакторы

Токоограничивающим реактором называется электрический аппарат, выполненный в виде катушки неизменной индуктивности, предназначенный для ограничения токов К.З. и поддержания напряжения на шинах РУ в аварийном режиме. При возникновении К.З. на одной из отходящих линий низкого напряжения ток К.З. будет ограничиваться реактивными сопротивлениями генератора Х_г и реактора X_р:

Реактивное сопротивление реактора выражают в процентах:

Ток генератора много больше номинального тока отходящих линий, при этом X_р >> Х_г. Таким образом, реально реактивное сопротивление реактора ограничивает уровень ожидаемого тока К.З. Использование реактора позволяет выбрать коммутационную аппаратуру на более легкие режимы по номинальному току отключения и токам термической и динамической стойкости. Как известно, в номинальном режиме на реакторе будут наблюдаться постоянные потери напряжения. Поэтому увеличение индуктивного сопротивления реактора X_р% приводит к росту дополнительных потерь напряжения на нем. Увеличение индуктивности позволит более глубоко ограничить ток К.З. и использовать в сети более простые и дешевые аппараты. Используя критерий минимума затрат для РУ в целом, можно выбрать реактор с оптимальными электрическими параметрами.

Для обеспечения линейности вольт-амперных характеристик реактора применяются конструкции без ферромагнитного магнитопровода. Наиболее просты и дешевы конструкции сухих бетонных реакторов. На рис. 9 представлена конструкция однофазного бетонного реактора.

Рис. 9. Сухой реактор

Многожильный кабель (медный или алюминиевый) при изготовлении заливается в специальные формы и крепится при помощи бетонных стоек-колонн. Основания колонн крепятся к опорным изоляторам. Для повышения электрической прочности после отвердения бетон пропитывается специальным лаком. Между витками катушки реактора имеются значительные расстояния, которые необходимы для снижения электродинамического усилия при К.З. и охлаждения реактора в номинальном режиме. Отдельные модули (фазные) реакторов могут располагаться вертикально и горизонтально, но обязательно в закрытых помещениях. К недостаткам реакторов, кроме больших массы и габаритных размеров, следует отнести и создание значительных магнитных полей рассеяния.

При напряжениях более 35 кВ и при установке реакторов на открытой части подстанций применяются масляные реакторы (рис. 10). Масляные реакторы могут иметь однофазное и трехфазное исполнение. В первом случае одна катушка, а во втором – три катушки помещаются в стальном баке, залитом трансформаторным маслом. Обмотки выполняют из медных проводников, изолированных кабельной бумагой и уложенных на каркас из изоляционного материала. Концы катушек выводятся через проходные фарфоровые изоляторы на крышке реактора.

Рис. 10. Масляный реактор

Обмотка реактора наматывается на специальный каркас из изоляционного материала типа гетинакса. Эта обмотка погружается в стальной бак с трансформаторным маслом. Применение масла позволяет уменьшить расстояние между обмоткой и заземленными частями и улучшить охлаждение обмотки за счет конвекции масла. Все это дает возможность уменьшить массу и габаритные размеры. Выводы реактора присоединяются к зажимам проходных изоляторов.

Однако такая компоновка реактора наталкивается на большую трудность. Переменный магнитный поток реактора Ф_о замыкается по баку, что приводит к его нагреву до недопустимых температур. Для того чтобы избежать нагрева бака, внутри него устанавливается короткозамкнутая обмотка-экран из меди, которая является как бы вторичной обмоткой реактора. В этом экране наводятся токи, создающие магнитный поток, который в стенках бака направлен против магнитного потока катушки реактора. В результате через стенки бака замыкается сравнительно небольшой результирующий магнитный поток.

Возможен ещё один вариант уменьшения потерь на нагрев стенок бака. В этом случае на внутренней поверхности стального бака укрепляют стальные пакеты: создается как бы искусственный магнитопровод с магнитным сопротивлением, которое значительно меньше сопротивления стенок бака. Для уменьшения потерь на гистерезис шунт выполняют из электротехнической стали, а для уменьшения потерь на вихревые токи его набирают из тонких, изолированных друг от друга стальных пластин. Отечественные заводы выпускают масляные реакторы с электромагнитными экранами для наружной установки, например РТМТ-35-200-6: Р – реактор, Т – трехфазный, М – охлаждение естественной циркуляцией воздуха и масла, Т – токоограничивающий, на номинальное напряжение 35 кВ, номинальный ток – 200 А, индуктивное сопротивление – 6 %, масса – 11000 кг. ТОРМ-220-325-12: Т – токоограничивающий, О – однофазный, Р – реактор, М – с естественным масляным охлаждением, на номинальное напряжение 220 кВ, номинальный ток – 325 А, индуктивное сопротивление – 12 %, масса – 44500 кг.

Масляные реакторы значительно дороже сухих реакторов, но зато по сравнению с последними они обладают рядом существенных преимуществ. Они надежно защищены от попадания в обмотку пыли, влаги и всякого рода посторонних предметов, и, кроме того, их можно устанавливать на любом расстоянии от стальных и железобетонных конструкций в открытых установках.

5. Измерительные трансформаторы

Измерительные трансформаторы используют главным образом для подключения электроизмерительных приборов к цепи переменного тока высокого напряжения. При этом электроизмерительные приборы оказываются изолированными от цепей высокого напряжения, что обеспечивает безопасность работы обслуживающего персонала. Кроме того, измерительные трансформаторы дают возможность расширять пределы измерения приборов, т. е. измерять большие токи и напряжения с помощью сравнительно несложных приборов, рассчитанных для измерения малых токов и напряжений. В ряде случаев измерительные трансформаторы служат для подключения к цепям высокого напряжения обмоток реле, обеспечивающих защиту электроустановок от аварийных режимов.

Измерительные трансформаторы подразделяют на два типа – трансформаторы напряжения и трансформаторы тока. Трансформаторы напряжения служат для включения вольтметров, а также других приборов, реагирующих на значение напряжения (например, катушек напряжения ваттметров, счетчиков, фазометров и различных реле). Вторые служат для включения амперметров и токовых катушек указанных приборов. Измерительные трансформаторы изготовляют мощностью от пяти до нескольких сотен вольт-ампер; они рассчитаны для совместной работы со стандартными приборами (амперметрами на 1; 2; 2,5 и 5 А, вольтметрами на 100 и 100 Ц3 В).

Трансформатор напряжения (рис. 11, б) выполняют в виде двухобмоточного понижающего трансформатора. Для обеспечения безопасности работы обслуживающего персонала вторичную обмотку тщательно изолируют от первичной и заземляют. Условное обозначение трансформатора напряжения такое же, как двухобмоточного трансформатора. Так как сопротивления обмоток вольтметров и других приборов, подключаемых к трансформатору напряжения, велики, то он практически работает в режиме холостого хода. В этом режиме можно с достаточной степенью точности считать, что

где K – коэффициент трансформации.

Поскольку ток холостого хода создает в трансформаторе некоторое падение напряжения, преобразование напряжения происходит с некоторой погрешностью по значению и фазе.

В зависимости от значения допускаемых погрешностей стационарные трансформаторы напряжения подразделяют на три класса точности: 0,5; 1 и 3; а лабораторные – на четыре класса: 0,05; 0,1; 0,2 и 0,5. Обозначение класса соответствует значению относительной погрешности по фазе при номинальном напряжении U_1ном.

Трансформатор тока (рис. 11, а) выполняют в виде двухобмоточного повышающего трансформатора или в виде проходного трансформатора, у которого первичной обмоткой служит провод, проходящий через окно магнитопровода. В некоторых конструкциях магнитопровод и вторичная обмотка смонтированы на проходном изоляторе, служащем для ввода высокого напряжения в силовой трансформатор или другую электрическую установку. Первичной обмоткой трансформатора служит медный стержень, проходящий внутри изолятора.

Сопротивления обмоток амперметров и других приборов, подключаемых к трансформатору тока, обычно малы. Поэтому он практически работает в режиме короткого замыкания, при котором ток I₁ во много раз больше тока холостого хода I₀, и с достаточной степенью точности можно считать, что

В действительности из-за наличия тока холостого хода в рассматриваемом трансформаторе между векторами этих токов первичной и вторичной обмоток имеется некоторый угол, отличный от 180°, что создает относительную токовую (амплитудную) и угловую погрешность.

В зависимости от значения допускаемых погрешностей трансформаторы тока подразделяют на пять классов точности: стационарные – на классы 0,2; 0,5; 1; 3 и 10; лабораторные – на классы 0,01; 0,02; 0,05; 0,1; 0,2. Приведенные цифры соответствуют допускаемой для данного класса токовой погрешности при номинальном значении тока.

Рис. 11. Трансформаторы: а – трансформаторы тока; б – трансформаторы напряжения на 220 кВ