УП_Эл станции


ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ
Учебное пособие
Оглавление
Введение5
1. современные и перспективные источники электроэнергии6
1.1. Энергоресурсы6
1.2. Типы электростанций12
1.2.1. Тепловые электростанции12
1.2.2 Газотурбинные установки17
1.2.3 Парогазовые установки19
1.2.4. Атомные электростанции20
1.2.5. Гидравлические электрические станции26
1.2.6. Приливные электрические станции30
1.2.7. Аккумулирующие электрические станции31
1.2.8. Солнечные электростанции33
1.2.9. Ветровая электростанция35
1.2.10. Геотермальные электростанции38
1.2.11. Магнитогидродинамическое преобразование энергии40
1.2.12. Термоэлектрические генераторы41
1.2.13. Радиоизотопные источники энергии43
1.2.14. Термоэмиссионные генераторы43
1.2.15. Электрохимические генераторы45
1.2.16. Дизельная электростанция46
2. Электрооборудование электростанций48
2.1 Синхронные генераторы48
2.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы69
2.3 Особенности конструкции и режимы работы автотрансформаторов73
3. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ81
3.1. Условия возникновения и горения дуги81
3.1.2. Условия гашения дуги переменного тока83
3.1.3. Способы гашения дуги в коммутационных аппаратах до 1000 В84
3.1.4 Основные способы гашения дуги в аппаратах выше 1 кВ86
3.1.5 Нагрузочная способность токоведущих проводников и аппаратов87
3.1.6 Стойкость проводников и аппаратов при коротких замыканиях89
4 КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ94
4.1. Коммутационные аппараты на напряжение до 1000 В94
4.1.1 Рубильники и переключатели94
4.1.2 Предохранители96
4.1.3 Контакторы99
4.1.4 Магнитные пускатели102
4.1.5 Автоматические выключатели104
4.1.6 Устройство защитного отключения107
4.2 Коммутационные аппараты на напряжение выше 1000 В109
4.2.1 Многообъемные масляные выключатели110
4.2.2 Маломасляные выключатели112
4.2.3 Выключатель нагрузки115
4.2.4 Вакуумные выключатели116
4.2.5 Воздушные выключатели123
4.2.6 Предохранители127
4.2.7 Разъединители129
4.2.8 Отделители и короткозамыкатели132
4.2.9 Трансформатор напряжения134
4.2.10 Трансформатор тока137
5 СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ140
5.1. Одна система сборных шин141
5.2. Две системы сборных шин142
5.3. Одна система сборных шин с обходной СШ143
5.4. Две системы сборных шин с обходной СШ144
5.5 Схемы многоугольников147
5.6 Схемы «Полуторная» и 4/3 (четыре – третьих)150
5.7 Схема с двумя выключателями на одно присоединение153
5.8. Схемы мостиков155
5.9 Схемы генераторных распределительных устройств156
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ160
ВведениеЭлектроэнергетика – ведущая составляющая часть энергетики, обеспечивающая электрификацию хозяйства страны на основе рационального производства и распределения электроэнергии. Электроэнергия занимает особое место в промышленности любой страны, что объясняется такими её преимуществами перед энергией других видов, как относительная лёгкость передачи на большие расстояния и распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую и др.). Отличительной особенностью электроэнергии является одновременность её генерирования и потребления.
Основная часть электроэнергии вырабатывается крупными электростанциями. Электростанции объединены между собой и с потребителями высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) и образуют электрические системы.
Электрическая станция – это совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории. В зависимости от источника энергии различают тепловые электростанции, гидроэлектрические станции, гидроаккумулирующие электростанции, атомные электростанции, приливные электростанции, ветроэлектростанции, геотермические электростанции и электростанции с магнитогидродинамическим генератором.
В данном пособии кратко показаны основные особенности производства электроэнергии и устройство электростанций различных типов, а также конструкция основного электрооборудования станций и подстанций.
1 современные и перспективные источники электроэнергии1.1 ЭнергоресурсыРеки были первым источником энергии, и, вероятно, первой машиной, в которой человек использовал энергию воды, была примитивная водяная турбина. Свыше 2000 лет назад горцы на Ближнем Востоке уже пользовались водяным колесом в виде вала с лопатками (рис. 1.1). Почти полторы тысячи лет после распада Римской империи водяные колеса служили основным источником энергии для всевозможных производственных процессов в Европе, заменяя физический труд человека.
Турбина – энергетически очень выгодная машина, потому что вода легко и просто меняет поступательное движение на вращательное. Тот же принцип часто используют и в машинах, которые внешне совсем не похожи на водяное колесо (если на лопатки воздействует пар, то речь идет о паровой турбине).
Преимущества гидроэлектростанций очевидны: постоянно возобновляемый самой природой запас энергии, простота эксплуатации, отсутствие загрязнения окружающей среды.
Уголь. Мировые геологические запасы угля, выраженные в условном топливе, оцениваются в 12000 млрд т, из которых 6000 млрд т относятся к достоверным. Наглядное представление о мировых запасах угля и перспективах их использования дает рис. 1.2. Наибольшими достоверными запасами располагают Россия и США. Значительные достоверные запасы имеются в ФРГ, Англии, КНР и ряде других стран. Современная техника и технология позволяют экономически оправданно добывать лишь 50 % от всех достоверных запасов угля.
189540324765
Рисунок 1.1 - Схема простого водяного колеса с вертикальным валом

Рисунок 1.2 - Оценки мировых запасов угля:
а – на различных континентах; б – перспектива использования
Запасы угля мирового масштаба находятся в Восточной и Западной Сибири. Среди подсчитанных общих геологических запасов углей в России более 90 % составляют энергетические угли и менее 10 % дефицитные коксующиеся угли, необходимые для металлургии. Энергетические угли большой массы (202 млрд т) имеются на площадях, пригодных для открытой разработки. Это, например, Канско-Ачинский бассейн в Восточной Сибири, где имеются запасы бурых углей в мощных (от 20 до 40 м) пластах, залегающих на глубине менее 200 м от поверхности, и многие другие.
Атомная энергия. При исследовании распада атомных ядер оказалось, что каждое ядро весит меньше, чем сумма масс его протонов и нейтронов. Это объясняется тем, что при объединении протонов и нейтронов в ядро выделяется много энергии. Убыль массы ядер на 1 грамм эквивалентна количеству тепловой энергии, получаемой при сжигании 300 вагонов каменного угля.
Нейтрон – электрически нейтральная частица, поэтому легко может проникнуть в атомное ядро. Под действием одного нейтрона наступает деление (расщепление) ядра. Например ядро урана-235 распадается на два приблизительно одинаковых осколка, например на ядра криптона и бария. Эти осколки с огромными скоростями разлетаются в разных направлениях. Но главное в этом процессе, что при распаде одного ядра урана возникают два-три новых свободных нейтрона. Каждый из новых нейтронов может сделать то же, что сделал первый, когда расщепил одно ядро. Так происходит цепная реакция, и, если ею не управлять, она приобретает лавинный характер и заканчивается мощнейшим взрывом.
Энергия, выделяющаяся при термоядерной реакции на единицу топлива, превосходит энергию, получаемую при расщеплении (делении) тяжелых ядер урана или плутония. Количество энергии, выделяемой газообразным дейтерием массой 1 кг в результате реакции синтеза, соответствует энергии, выделяемой при сжигании 10 тыс. т угля.
Одним из перспективных источников получения электричества является освоение термоядерной энергии, т. е. энергии трития и дейтерия, содержащейся в неисчерпаемых количествах в воде океанов.
Ветровая энергия. По оценкам различных исследований, общий ветроэнергетический потенциал Земли приблизительно равен 175219 тыс. ТВтч в год. Однако с пользой может быть использовано только 5 %.
Возможности применения этого вида энергии в различных районах Земли неодинаковы. Среднегодовая скорость ветра на высоте 20–30 м над поверхностью Земли должна быть достаточно большой, чтобы мощность воздушного потока, проходящего через надлежащим образом ориентированное вертикальное сечение, достигала значения, приемлемого для преобразования. Ветроэнергетическая установка, расположенная на площадке, где среднегодовая удельная мощность воздушного потока составляет около 500 Вт/м2 (скорость воздушного потока при этом равна 7 м/с), может преобразовать в электроэнергию около 175 из этих 500 Вт/м2.
Геотермальная энергия. Энергетика земли – геотермальная энергетика, базируется на использовании природной теплоты Земли. Под геотермальной энергией понимают физическое тепло флюидов (сухих горячих паров и воды) и сухих горных парод, расположенных на различных глубинах и имеющих температуры, превышающие температуру воздуха на поверхности.
Верхняя часть земной коры имеет термический градиент, равный 20–30 °С в расчете на 1 км глубины. По данным Уайта (1965 г.), количество теплоты, содержащейся в земной коре до глубины 10 км (без учета температуры поверхности), равно приблизительно 12,6·1026 Дж. Эти ресурсы эквивалентны теплосодержанию 4,6·1016 т угля (принимая среднюю теплоту сгорания угля равной 27,6·109 Дж/т), что более чем в 70 тыс. раз превышает теплосодержание всех мировых ресурсов угля, которые можно извлечь с техническо-экономической точки зрения.
Наибольший интерес представляют гидротермальные источники, при которых подземное тепло выносится на поверхность через скважину потоком горячей термальной воды. Вода, поступающая на поверхность, находится под давлением и в большинстве случаев перегрета. При сбросе давления эта вода вскипает и превращается в пар, который может быть использован в паровой турбине.
В настоящее время термальные воды широко применяются для отопления и горячего водоснабжения в ряде стран. Так, столица Исландии Рейкьявик почти полностью обогревается теплотой подземных источников. В больших масштабах термальные воды для теплоснабжения используют в Австралии, Новой Зеландии, Италии.
Эксплуатация первой геотермальной электростанции была начата в Италии в 1904 г. Интерес к таким станциям возрос в последние годы в связи с резким увеличением цен на ископаемое топливо на мировом рынке.
Энергия мирового океана. Запасы энергии в Мировом океане колоссальны, ведь две трети земной поверхности (361 млн км2) занимают моря и океаны. Акватория Тихого океана составляет 180 млн км2, Атлантического – 93 млн км2, Индийского – 75 млн км2. Тепловая (внутренняя) энергия, соответствующая перегреву поверхностных вод океана по сравнению с донными, скажем, на 20 градусов, имеет величину в 1026 Дж. Кинетическая энергия океанских течений оценивается величиной в 1018 Дж.
Тепловая энергия океана. Последнее десятилетие характеризуется определенными успехами в использовании тепловой энергии океана. Созданы установки мини-ОТЕС и ОТЕС-1 (ОТЕС – Осеаn Тhеrmal Energy Conversion, т.e. преобразование тепловой энергии). В августе 1979 г. вблизи Гавайских островов начала работать теплоэнергетическая установка мини-ОТЕС. Пробная эксплуатация установки в течение трех с половиной месяцев показала ее достаточную надежность.
При непрерывной круглосуточной работе не было срывов, если не считать мелких технических неполадок, обычно возникающих при испытаниях любых новых установок. Ее полная мощность составляла в среднем 48,7 кВт, максимальная – 53 кВт; из которых 12 кВт (максимум 15) установка отдавала во внешнюю сеть на полезную нагрузку, точнее – на зарядку аккумуляторов. Остальная вырабатываемая мощность расходовалась на собственные нужды установки, в число которых входят затраты энергии на работу трех насосов, потери в двух теплообменниках, турбине и генераторе электрической энергии.
Энергия приливов и отливов. Прилив – ритмичное движение морских вод, которое вызывают силы притяжения Луны и Солнца.
Самые высокие и сильные приливные волны возникают в мелких и узких заливах или устьях рек, впадающих в моря и океаны. В течение лунных суток, т. е. за 24 ч 50 мин, дважды наблюдается повышение и понижение уровня воды в морях и океанах. Амплитуда колебаний уровня воды в различных точках земного шара зависит от широты и характера берега континента. Ее величина может быть значительной. Так, около Магелланова пролива зарегистрирована амплитуда колебаний уровня воды 18 м, а около берегов Америки 21 м. Приливная волна Индийского океана катится против течения Ганга на расстояние 250 км от его устья. Приливная волна Атлантического океана распространяется на 900 км вверх по Амазонке. В закрытых морях, например Черном или Средиземном, возникают малые приливные волны высотой 5070 см. Максимального уровня приливная волна достигает в тех случаях, когда Земля, Луна и Солнце находятся на одной прямой (рис. 1.3).
1771227-427849
Рисунок 1.3 - Положения Солнца, Луны и Земли, влияющие на приливы
С 1967 г. в устье реки Ранс во Франции на приливах высотой до 13 метров работает ПЭС мощностью 240 тыс. кВт с годовой отдачей 540 тыс. кВтч. Советский инженер Н. А. Бернштейн разработал удобный способ постройки блоков ПЭС, буксируемых на плаву в нужные места, и рассчитал рентабельную процедуру включения ПЭС в энергосети в часы их максимальной нагрузки потребителями. По проекту Бернштейна в 1968 году была построена ПЭС в Кислой Губе около Мурманска. Энергия морских течений. Важнейшее и самое известное морское течение – Гольфстрим. Его основная часть проходит через Флоридский пролив между полуостровом Флорида и Багамскими островами. Ширина течения составляет 60 км, глубина до 800 м, а поперечное сечение 28 км2. Активную энергию, которую несет такой поток воды со скоростью 0,9 м/с, можно рассчитать по формуле (Вт):
P=12mv2=12pAv3,где m – масса воды (кг), р – плотность воды (кг/м3), А – сечение (м2), – скорость (м/с).
Энергия морского течения Гольфстрим составляет 50000 МВт.
Если бы мы смогли полностью использовать эту энергию, она была бы эквивалентна суммарной энергии от 50 крупных электростанций по 1000 МВт. Но эта цифра чисто теоретическая, а практически можно рассчитывать на использование лишь около 10 % энергии течения.
Энергия волн. В настоящее время в ряде стран, и в первую очередь в Англии, ведутся интенсивные работы по использованию энергии морских волн. Британские острова имеют очень длинную береговую линию, и во многих местах море остается бурным в течение длительного времени. По оценкам ученых, за счет энергии морских волн в английских территориальных водах можно было бы получить мощность до 120 ГВт, что вдвое превысило бы мощность всех электростанций, принадлежащих Британскому Центральному электроэнергетическому управлению.
Один из проектов использования морских волн основан на принципе колеблющегося водяного столба. В гигантских «коробах» без дна и с отверстиями вверху под влиянием волн уровень воды то поднимается, то опускается. Столб воды в коробе действует наподобие поршня: засасывает воздух и нагнетает его в лопатки турбин. Главную трудность здесь составляет согласование инерции рабочих колес турбин с количеством воздуха в коробах так, чтобы за счет инерции сохранялась постоянной скорость вращения турбинных валов в широком диапазоне условий на поверхности моря.
Энергия солнца. Почти все источники энергии, о которых мы говорили, так или иначе используют энергию Солнца: уголь, нефть, природный газ суть не что иное, как «законсервированная» солнечная энергия.
Лучистая энергия Солнца, поступающая на Землю, представляет собой самый значительный источник энергии, которым располагает человечество. Поток солнечной энергии на земную поверхность эквивалентен условному топливу массой 1,21014 т.
Вся энергия, испускаемая Солнцем, больше той ее части, которую получает Земля, в 5000000000 раз. Но даже такая «ничтожная» величина в 1600 раз больше энергии, которую дают все остальные источники, вместе взятые. Солнечная энергия, падающая на поверхность одного озера, эквивалентна мощности крупной электростанции.
Энергия биомассы. Понятие «биомасса» относят к веществам растительного или животного происхождения, а также отходам, получаемым в результате их переработки. В энергетических целях энергию биомассы используют двояко: путем непосредственного сжигания или путем переработки в топливо (спирт или биогаз).
Одно из наиболее перспективных направлений энергетического использования биомассы – производство из неё биогаза, состоящего на 5080 % из метана и на 2050 % из углекислоты. Его теплотворная способность 56 тыс. ккал/м3 .
Наиболее эффективно производство биогаза из навоза. Из одной тонны его можно получить 1012 м3 метана.
Биогаз можно конвертировать в тепловую и электрическую энергию, использовать в двигателях внутреннего сгорания для получения синтезгаза и искусственного бензина.
Производство биогаза из органических отходов дает возможность решать одновременно три задачи: энергетическую, агрохимическую (получение удобрений типа нитрофоски) и экологическую.
Предполагается, что топливо на энергетических плантациях будет производиться по ценам примерно 25 долл/т, что ниже современных мировых цен на нефть.
Для получения тепловой мощности, равной 100 МВт, потребуется примерно 50 м2 площади энергетических плантаций.
Химическая энергия водорода. Химическая энергия водорода приобретает в последнее время большое значение. Запасы водорода неистощимы и не связаны с каким-то регионом планеты, так как он имеется везде и может быть использован повторно неограниченное число раз. Водород в связанном состоянии содержится в молекулах воды.
Нефть и газ. Оценка мировых запасов нефти в настоящее время представляет особый интерес. Это вызвано быстрым ростом ее потребления и тем, что во многих странах (Японии, Швеции и др.) нефть при производстве электроэнергии вытеснила уголь (в последнее время этот процесс приостановился). На транспорте за счет нефти в настоящее время удовлетворяется свыше 90 % мирового потребления энергии.
Мировые геологические запасы газа оцениваются в 140170 трлн м3.
Нефть и газ нужны не столько как энергетическое сырье, сколько как сырье для химической промышленности. В настоящее время известно более 5000 синтетических полезных продуктов, получаемых из нефти и газа, и число их ежегодно увеличивается. Однако пока только 35 % от добытых запасов перерабатывается как химическое сырье.
1.2 Типы электростанций1.2.1 Тепловые электростанцииТепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.
Тепловые электростанции подразделяют на четыре типа: конденсационные (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), газотурбинные (ГТЭС) и парогазовые (ПГЭС). Ведущую роль в выработке электроэнергии играют КЭС.
Конденсационные электростанции (ГРЭС)
Схема электрических соединений любой электростанции находится в прямой зависимости от ее технологической схемы, поэтому вполне логично начать именно с нее. Принципиальную тепловую схему КЭС см. на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 – Принципиальная тепловая схема КЭС
ПК - паровой котел, Т- турбина, Г- генератор, К - конденсатор, КН - конденсатный насос, Др- деаэратор, ПН- питательный насос, ЦН- циркуляционный насос, ХВО – химводоочистка.
В котел с помощью питательного насоса (ПН) подводится химически очищенная подогретая вода, подается топливо и воздух для горения. В процессе сгорания в топке котла химическая энергия топлива превращается в тепловую энергию, которая передается питательной воде, последняя нагревается до температуры кипения и испаряется.
Полученный пар с температурой 540 - 560 градусов и давлением 13-24 МПа по трубопроводу подается в паровую турбину, в которой потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит в действие генератор, в нем кинетическая энергия вращения ротора преобразуется в электрическую энергию.
Пар, поступающий со сверхкритическими параметрами, в турбине расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного). Для создания глубокого разряжения и конденсации пара служит конденсатор. На ГРЭС весь пар, прошедший через турбину, направляется в конденсатор, поэтому их называют конденсационными электростанциями (КЭС).
Для конденсации пара необходимо большое количество охлаждающей воды. Холодная вода с помощью циркуляционных насосов (ЦН) подается в конденсатор из реки или пруда-охладителя. Пойдя через конденсатор, вода опять возвращается в водоем. С циркуляционной водой выбрасывается около 50% тепла, что является одной из главных причин низкого КПД КЭС.
С помощью конденсатного насоса (КН) конденсат направляется в деаэратор (Др), где происходит его очистка от пузырьков воздуха, и далее с помощью питательного насоса (ПН) вновь подается в котел. На КЭС одна и та же вода циркулирует по замкнутому контуру, а потери, возникающие вследствие неизбежных утечек пара и воды, восполняются добавками химически очищенной воды из цеха химводоочистки.
Особенности КЭС следующие:
являются наиболее мощными ТЭС с агрегатами по 500-800МВт, потребляют огромное количество топлива (несколько тысяч тонн угля в сутки), загрязняют атмосферу и располагаются вдали от крупных населенных пунктов, как правило, рядом с топливной базой;
выработанную электроэнергию выдают в систему на повышенном напряжении;
сооружаются вблизи реки или водохранилища, так как требуют большого количества воды для охлаждения пара в конденсаторе;
имеют низкий КПД (38-40%);
низко маневренные. Пуск и остановка агрегатов занимает от нескольких часов до нескольких суток. Работают в базовой части графика нагрузки. Блоки останавливают лишь на две-три недели в летний период для планового ремонта;
работают по свободному графику выработки электроэнергии.
Современные КЭС, с агрегатами мощностью по 500 – 1200 МВт, могут иметь установленную мощность 4000 – 6000 МВт. На них отсутствуют поперечные связи по воде, по пару и по электрической энергии. И в тепловой и в электрической части используется блочный принцип построения (рисунок 1.5). В каждом блоке котел, турбина, генератор и повышающий трансформатор последовательно соединены в единую технологическую цепь и не связаны с одноименным оборудованием других блоков.

Рисунок 1.5 - Структурная схема КЭС
К – котел, Т – турбина, Г – генератор, ПТ – повышающий трансформатор, РУ ВН – распределительное устройство высшего напряжения, С – система, Н – нагрузка
ТеплоэлектроцентралиОсновное назначение ТЭЦ – выработка тепла для производственных нужд, отопления и горячего водоснабжения. Поэтому они сооружаются вблизи крупных городов с числом жителей более ста тысяч и развитой промышленностью.
В отличие от КЭС, на ТЭЦ не все тепло, произведенное котлом, идет на производство электроэнергии. Частично отработавший пар с температурой 250-300 градусов станция отдает предприятиям, использующим его для производства продукции (например, на шинный завод, производящий автопокрышки).
Другая часть пара с температурой 120-130 градусов направляется в подогреватели сетевой воды или в водогрейные котлы (на рисунке 1.6 не показаны) и используется для отопления и горячего водоснабжения потребителей. Оставшийся пар срабатывается полностью и направляется в конденсатор. Количество выработанной электроэнергии на ТЭЦ находится в прямой зависимости от теплового потребления. Чем больше тепла будет истрачено на промышленные и коммунально-бытовые нужды, тем меньше будет произведено электроэнергии.
Теплофикационные турбины в режиме теплового потребления работают с наивысшим КПД (до 60%). Высокий КПД ТЭЦ объясняется комплексным использованием пара, уменьшающим количество тепла, отдаваемого через конденсатор в окружающее пространство.
Площадку для строительства ТЭЦ выбирают как можно ближе к потребителю, но с учетом «розы ветров», чтобы выбросы из труб были направлены преимущественно в сторону от города. При этом станция зачастую оказывается вдали от естественных водоемов. В таких случаях применяют оборотную систему водоснабжения, при которой для охлаждения циркуляционной воды используют градирни.
Градирня – это пустотелая вытяжная башня высотой до 150 м и диаметром 40 – 70 м, которая создает естественную тягу с направлением воздушного потока снизу вверх. Внутри градирни на высоте 10 – 20 м устанавливают разбрызгивающее устройство. Капли воды летят вниз навстречу воздуху. При этом часть капель испаряется, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, откуда подается ЦН обратно в конденсатор. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ показана на рисунке 1.6.
Большинство существующих ТЭЦ были построены более 30 лет назад. На них установлены агрегаты мощностью 30 – 60 МВт. Характерной особенностью построения таких станций является наличие в технологической схеме поперечных связей по воде, по пару и по электрической энергии. Принципиальная схема ТЭЦ с поперечными связями показана на рисунке 1.7.
Вода в котлы поступает из общей системы водоснабжения. Выработанный всеми котлами пар из общего паропровода поступает на турбины. Котлы уступают по надежности турбинам. Чтобы выход из строя одного котла не приводил к остановке турбины, число котлов выбирают обычно на 1 – 2 больше числа генераторов. Генераторы выдают энергию на сборные шины генераторного распределительного устройства. От него питается нагрузка на генераторном напряжении и собственные нужды станции. Избыточная мощность через трансформаторы связи поступает на распределительное устройство высшего напряжения, от которого питаются особо мощные или удаленные потребители, а так же отходят линии связи с системой.

Рисунок 1.6 - Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
ПК – паровой котел, Т – турбина, Г – генератор, К – конденсатор, КН – конденсатный насос, Др – деаэратор, ПН – питательный насос, ЦН – циркуляционный насос, ХВО – химводоочистка, Гр – градирня, ПСВ – подогреватель сетевой воды

Рисунок 1.7 - Принципиальная схема ТЭЦ с поперечными связями
К – котел, Т – турбина, Г – генератор, ГРУ – генераторное распределительное устройство, Н – нагрузка, СН – собственные нужды, ТС – трансформатор связи, РУ ВН – распределительное устройство высшего напряжения, С – система
Особенности ТЭЦ следующие:
сооружаются вблизи потребителей тепловой и электрической энергии. Работают на привозном топливе;
значительную часть выработанной электроэнергии отдают близлежащим потребителям на генераторном напряжении;
имеют относительно высокий КПД (До 60%);
низко маневренные;
работают по зависящему от теплового потребления графику выработки электроэнергии.
Современные ТЭЦ имеют мощность 1000 –1500 МВт, на них установлены генераторы мощностью 110 – 250 МВт. Включение таких мощных генераторов на параллельную работу приводит к возрастанию токов короткого замыкания, удорожанию, а иногда и невозможности выбора, оборудования. Поэтому для ТЭЦ с генераторами большой мощности рекомендуется применять блочный принцип построения. В этом случае местная нагрузка питается от комплектного распределительного устройства (КРУ) через реакторную отпайку. Блочный принцип построения может быть применен и для генераторов меньшей мощности (60 – 100 МВт), если нагрузка на генераторном напряжении составляет менее 30% от установленной мощности ТЭЦ. Схема блочной ТЭЦ показана на рисунке 1.8.
Большое количество линий, питающих местную нагрузку, требует строительства отдельного здания для генераторного распределительного устройства (ГРУ). Поэтому при нагрузке на генераторном напряжении более 50% мощности ЭС рекомендуется проектировать ТЭЦ с поперечными связями, т.е. с ГРУ. При нагрузке 30 – 50% рассматривают оба варианта, производят технико-экономическое сравнение и выбирают наиболее экономичный из них.
В нормальном режиме напряжение на шинах ГРУ или КРУ поддерживается путем изменения тока возбуждения генераторов. Во время ремонтов, например дымовой трубы, все генераторы останавливают, и местная нагрузка питается от системы. Тогда регулирование напряжения на шинах ГРУ производится с помощью трансформаторов связи. Для этого трансформаторы связи на ТЭЦ оснащены устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
1.2.2 Газотурбинные установки
На отечественных ТЭС начинают широко использовать газотурбинные установки (ГТУ), рис. 1.9. В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. В ГТУ преобразуется теплота газов в кинетическую энергию вращения ротора турбины.
По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых . Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутреннего сгорания, а при очень высоких температурах рабочего газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности.

Рисунок 1.8 - Схема блочной ТЭЦ
Г – генератор, Р – реактор, СН – собственные нужды, ТС – трансформатор связи, С – система, Н – нагрузка, КРУ – комплектное распределительное устройство, РУ ВН – распределительное устройство высшего напряжения

Рисунок 1.9 - Промышленная ГТУ-ТЭЦ
Работа газотурбинной установки осуществляется следующим образом. В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообразное топливо и воздух (рис. 1.10). Получающиеся в камере сгорания газы 2 с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает электрический генератор 4 и компрессор 5, необходимый для подачи под давлением воздуха 6 в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре воздух перед подачей в камеру сгорания подогревается в регенераторе 7 отработанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания.
Рисунок 1.10 - Принципиальная схема газотурбинной установки
Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов.
Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в местах его залегания. При этом под землю компрессорами в необходимом количестве подается воздух, производится специальное сжигание угля с образованием горючего газа, который затем подается по трубам к газотурбинным установкам. Впервые в мире такая опытная электростанция построена в Тульской области.
1.2.3 Парогазовые установкиОтработанные в ГТУ газы имеют высокую температуру, что неблагоприятно сказывается на КПД термодинамического цикла. Совмещение газо- и паротурбинных агрегатов таким образом, что в них происходит совместное использование теплоты, получаемой при сжигании топлива, позволяет на 810 % повысить экономичность работы установки, называемой парогазовой, и снизить ее стоимость на 25 %.

Рисунок 1.11 - Принципиальная схема парогазовой установки:
1 парогенератор; 2 компрессор; 3 газовая турбина; 4 генератор; 5 паровая турбина; 6 конденсатор; 7 насос; 8 экономайзер

Рисунок 1.12 - Схема парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел (на схеме приняты те же обозначения, что и на рис. 1.11)
Парогазовые установки, использующие два вида рабочего тела пар и газ относятся к бинарным. В них часть теплоты, получаемой при сжигании топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину (рис. 1.11). Охлажденные до температуры 650700 °С газы попадают на рабочие лопатки газовой турбины. Отработанные в турбине газы используются для подогрева питательной воды, что позволяет уменьшить расход топлива и повысить КПД всей установки. В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38 %. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20 % энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58 %.
Парогазовые установки могут работать также по схеме, в которой отработанные в газовой турбине газы поступают в паровой котел, рис. 1.12. Газовая турбина в этом случае служит как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается 3040 % топлива, а в парогенераторе остальное топливо.
Газотурбинные установки могут работать только на жидком или газообразном топливе, так как продукты сгорания твердого топлива, содержащие золу и механические примеси, оказывают вредное влияние на лопатки газовой турбины.
1.2.4. Атомные электростанцииИстория атомной энергетики охватывает период чуть более полувека. Первая в мире АЭС была пущена в строй 27 июня 1954 года в СССР в городе Обнинске. В настоящее время в мире работает более 440 атомных электростанций. Главенствующее значение по доле выработки электроэнергии на АЭС занимает Франция (73%). По абсолютному производству электроэнергии на АЭС лидирует США. Установленная мощность АЭС США составляет 90 млн. кВт, России – более 22млн кВт.
Почти все АЭС России сконцентрированы в европейской части, где имеется серьезный дефицит органического топлива: Балаковская, Нововоронежская, Кольская, Ростовская, Калининская, Ленинградская, Курская и Белоярская. Лишь единственная атомная ТЭЦ расположена в Билибино Магаданской области. Крупнейшие из них (Балаковская, Ленинградская и Курская) имеют установленную мощность по 4000 МВт.
Ядерное горючее получают путем обогащения природного урана. Делящийся изотоп урана 235 составляет в руде всего 0,71%. Обогащенный уран (диоксид урана) направляется на завод, изготавливающий тепловыделяющие элементы (ТВЭлы). Из диоксида урана изготавливают цилиндрические таблетки диаметром около 9 мм и высотой 15-20 мм. Эти таблетки помещают в циркониевые трубки длиной почти 4 м. Это и есть ТВЭлы. Их собирают в тепловыделяющие сборки по несколько сотен штук, которые удобно помещать и извлекать из активной зоны реактора.
Физический смысл ядерной реакции состоит в следующем: суммарная масса продуктов деления ядер и свободных нейтронов меньше исходной массы ядра и нейтрона на значение, соответствующее указанному энерговыделению. Такое явление, называемое дефектом массы, сопровождается выделением энергии. При делении одного грамма урана 235 выделяется энергия, эквивалентная сжиганию 2,7 тонн условного топлива.
Установлено, что при делении ядра урана, происходящего в результате попадания в ядро теплового нейтрона, возникают движущиеся с большой скоростью осколки деления и два или три новых нейтрона, которые в результате следующих соударений приводят к делению других ядер, т.е. число участников реакции возрастает лавинообразно (см. рисунок 1.13). Это явление получило название цепной реакции (ЦР).
Для управления ЦР в реакторах используются компенсирующие стержни из материала, являющегося сильным поглотителем нейтронов (обычно из карбида бора). Извлечение стержней из зоны, где протекает реакция, или, наоборот погружение в эту зону, соответственно усиливает или ослабляет реакцию, т.е. позволяет перейти на больший или меньший уровень тепловыделения, тем самым изменять мощность реактора. Для отвода тепла используется теплоноситель – химически очищенная вода.

Рисунок 1.13 – Схема цепной реакции
В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах топливо, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в спец. трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух.
Краткое описание основных типов конструкций энергетических атомных реакторов:
1) легководный, или корпусной, реактор использует в качестве замедлителя и теплоносителя обычную воду. В России это реакторы типа ВВЭР-1000 (водо-водяной энеpгетический pеактоp), в странах Запада BWR (кипящий водяной реактор) и PWR (реактор с водой под давлением);
2) уранграфитовый реактор канального типа бескоpпусной реактор с графитовым замедлителем, теплоноситель – вода, тепловыделяющие элементы расположены в вертикальных каналах графитовой кладки. Реакторы такого типа мощностью 1000 МВт и более называются РБМК (реактор большой мощности канальный) или LWGR;
3) CANDU тип теплового ядерного реактора, разработанного в Канаде и широко там применяемого. В нем используется естественный необогащенный уран и тяжелая вода в качестве замедлителя и теплоносителя;
4) газографитовый реактор охлаждается газом (в основном гелием или CO2), в котором графит используется как замедлитель. Действующие установки имеются в США и Англии (тип AGR);
5) реактор на быстрых нейтронах (БН) ядерный реактор, в котором основное число делений вызвано быстрыми нейтронами. Не имеет замедлителя. В качестве теплоносителя используется жидкий металл (натрий). Действуют во Франции (FENIX), России, а также в Японии (MONZU).
Практически вся мировая энергетика базируется на корпусных реакторах. Как следует из названия, их активная зона размещается в толстостенном цилиндрическом корпусе (см. рисунок 1.14).
ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор, в нем и теплоносителем и замедлителем нейтронов является вода. Размеры реактора ВВЭР – 1000 приведены на рисунке 1.14, вес корпуса с крышкой составляет 400 тонн, что очень затрудняет его изготовление и транспортировку. Это явилось основной причиной разработки принципиально новой конструкции реактора, позволяющей его транспортировать по частям и осуществлять сборку непосредственно на месте.

Рисунок 1.14 - Ядерный реактор ВВЭР – 1000
а – продольный разрез; б – общий вид;
1 – привод стержней СУЗ; 2 – шпилька с колпачковой гайкой; 3 – крышка корпуса реактора; 4 – корпус реактора; 5 – подвесная шахта; 6 – кольцевое уплотнение; 7 – пояс активной зоны; 8 – ТВС; 9 – ТВС с регулирующим элементом
Альтернативой корпусным стали реакторы РБМК – реакторы большой мощности канального типа. Их строили только в СССР. Такой реактор представляет собой графитовую кладку с многочисленными каналами, в каждый из которых вставляется небольшой реактор малого диаметра. Замедлителем служит графит, а теплоносителем – вода. В нижнюю часть реактора с помощью циркуляционного насоса подается вода и под давлением движется вверх, омывая пучки тепловыделяющих сборок. При этом вода нагревается до состояния кипения, и пар направляется на турбину, или в парогенератор (у двухконтурных АЭС).
Главное преимущество реакторов типа ВВЭР перед РБМК состоит в их большей безопасности. Это определяется тремя причинами:
реактор ВВЭР не имеет положительных обратных связей, т.е. при потере теплоносителя цепная реакция горения ядерного топлива затухает, а не разгоняется, как в РБМК;
активная зона ВВЭР не содержит горючего вещества (графита), которого в РБМК около двух тысяч тонн;
реактор ВВЭР имеет защитную оболочку, не допускающую выхода радиоактивности даже при разрушении корпуса.
В энергетике СССР реакторы типа РБМК получили широкое распространение, но после аварии на Чернобыльской АЭС их выпуск полностью прекращен. Сейчас Россия производит только усовершенствованные высоконадежные корпусные реакторы типа ВВЭР.
Реакторы типа ВВЭР используются для строительства двухконтурных АЭС. Первый контур расположен в реакторном отделении. Известно, что температура кипения находится в прямой зависимости от давления. На выходе из реактора вода имеет температуру 322 градуса, но при давлении 160 атмосфер она не кипит. При таком давлении для образования пара необходима температура 346 градусов. Поэтому в первом контуре циркулирует только вода. Из ядерного реактора вода поступает парогенератор (ПГ), представляющий собой емкость, частично заполненную питательной водой. Вода, поступающая из ядерного реактора, проходит по многочисленным трубам ПГ и нагревает воду второго контура. В ПГ поддерживается давление порядка 60 атмосфер. При таком давлении вода закипает уже при температуре 275 градусов и генерируемый пар подается на турбину.
В одноконтурных АЭС с реакторами типа РБМК через реактор и турбину циркулирует одно и то же рабочее тело. Пароводяная смесь из реактора подается в барабан – сепаратор, служащий для отделения пара и воды. Образующийся пар с параметрами 65 атмосфер и 280 градусов направляется прямо на турбину. Пар, получаемый в реакторе и сепараторе, является радиоактивным, поэтому все элементы схемы одноконтурной АЭС нуждаются в биологической защите, что существенно осложняет как эксплуатацию, так и утилизацию отработавшего свой срок оборудования. Для примера на рисунке 1.15 приведена схема двухконтурной АЭС. Радиоактивный контур (РК) выделен пунктирной линией.
Все вышесказанное относится к реакторам на тепловых нейтронах. Кроме них существуют еще реакторы на быстрых нейтронах. Первый реактор такого типа был пущен в СССР в 1973 году в г. Шевченко, его мощность 350 МВт. Второй реактор БН – 600 (его мощность 600 МВт) введен в действие на Белоярской АЭС.

Рисунок 1.15 - Схема двухконтурной АЭС
Р – реактор, ПГ – парогенератор, ГЦН – главный циркуляционный насос, Т-турбина, К – конденсатор, КН – конденсатный насос,
ЦН – циркуляционный насос, Др – деаэратор.
В качестве ядерного топлива в реакторах на быстрых нейтронах используется изотопы урана 233, или плутония 239, которые могут самопроизвольно делиться. Однако в природе эти изотопы практически не встречаются и могут быть получены лишь в реакторах – размножителях из урана 238 и тория 235 путем бомбардировки их ядер нейтронами. Процесс этот довольно сложен, поэтому реакторы на быстрых нейтронах до сих пор находятся в стадии опытной эксплуатации. Многие страны отказались от реакторов такого типа, но интерес к ним все же поддерживается тем, что в природном уране содержится всего 0,71% изотопа урана 235, используемого в реакторах на тепловых нейтронах, а остальные 99,29% составляет изотоп урана 238, из которого в реакторах – размножителях получают топливо для реакторов на быстрых нейтронах.
Особенности АЭС:
Не привязаны к топливной базе. Могут сооружаться в любом месте при наличии источника водоснабжения. По соображениям безопасности строятся вдали от населенных пунктов.
Выработанную электроэнергию выдают в систему на повышенном напряжении.
Низкоманевренны.
Работают по свободному графику выработки электроэнергии.
В сравнении с ТЭС существенно меньше загрязняют своими выбросами окружающее пространство.
Схемы выдачи мощности АЭС аналогичны КЭС, т.е. имеют блочный принцип построения. Для реакторов мощностью 1000 – 1500 МВт используют укрупненные блоки, в которых один реактор работает на две турбины.
В схеме собственных нужд имеется много механизмов, относящихся к категории особо ответственных, требующих резервирования и автономных источников питания.
1.2.5. Гидравлические электрические станцииИзучением работы гидравлических электрических станций (ГЭС), преобразующих энергию воды в электрическую энергию, занимается наука, называемая гидравликой. Она включает в себя гидростатику, исследующую равновесие жидкостей, и гидродинамику, изучающую движение жидкостей.
Мощность потока воды, протекающего через некоторое сечение створ, определяется расходом воды Q, высотой между уровнем воды в верхнем по течению бассейне (верхнем бьефе) и уровнем воды в нижнем по течению бассейне (нижнем бьефе) в месте сооружения плотины. Разность уровней верхнего и нижнего бассейнов называется напором. Мощность потока в створе (кВт) можно определить посредством расхода (м3/с) и напора (м):P = 9,81QH.
На ГЭС можно использовать только часть мощности потока воды в створе из-за неизбежных потерь мощности в гидротехнических сооружениях, турбинах и генераторах, учитываемых коэффициентом полезного действия , приблизительно равным 0,981.
Выбор места сооружения ГЭС является сложной геологической и строительной задачей. Очень не просто подыскать на реке место для сооружения гидроузла, включающего в себя плотину, водохранилище, обводной канал, шлюз и другие сооружения.
По конструкции ГЭС подразделяют на три типа:
Русловые.
Приплотинные.
Деривационные.
На русловых ГЭС машинный зал является частью плотины (см. рис. 1.16).
Такую конструкцию имели миниГЭС, очень распространенные в пятидесятые годы прошлого столетия

Рис. 1.16 - Русловая ГЭС
1 – машинный зал, 2 – плотина.
На приплотинных ГЭС (см. рис. 1.17) машинный зал находится за плотиной.

Рис. 1.17 - Приплотинная ГЭС
1 – машинный зал, 2 – плотина.
Деривационные ГЭС используют разницу в уровнях воды в реке, огибающей гору или возвышенность. Река перегораживается плотиной и вода по напорному водоводу (иногда длиной в несколько километров) направляется от верхнего уровня (бьефа) к нижнему и вращает лопасти гидротурбин (см. рис. 1.18).

Рис. 1.18 - Деривационная ГЭС
1 – верхний бьеф, 2 – машинный зал, 3-нижний бьеф.
По способу сооружения плотины подразделяют на три основных типа:
Насыпные.
Бетонные.
Арочные.
Насыпные плотины сооружаются из местных материалов путем засыпки и утромбовки грунта. Так строилась, например, плотина Нурекской ГЭС высотой 300 м.
Бетонные плотины сооружаются целиком из бетона (см. рис. 1.19). Большинство ГЭС Волжского каскада имеют именно такую конструкцию. На широких равнинных реках часть плотины, где расположен машинный зал, выполняют бетонной, а прилегающую к берегам часть делают насыпной.
На высокогорных ГЭС с глубоководными водохранилищами сооружают плотины из железобетона. По форме они напоминают арку, изогнутую в виде дуги в сторону водохранилища и упирающуюся в скалистые берега. Такие плотины намного уже бетонных, имеют большую амплитуду колебаний и поэтому являются более сейсмостойкими (см. рис. 1.20).
Гидротурбины принято подразделять на два класса:
Активные.
Реактивные.

Рисунок 1.19 - ГЭС с бетонной плотиной

Рисунок 1.20 - ГЭС с плотиной арочного типа (внизу виден машзал)
Активные турбины используют только кинетическую энергию потока, т.е. вода поступает на рабочее колесо без избыточного давления. К таким турбинам относятся ковшовые (см. рис. 1.21). Они предназначены для высокогорных ГЭС и работают при напорах воды от 300 до 1800 м.
Турбины, использующие потенциальную энергию водяного потока, т.е. работающие под давлением называют реактивными. На равнинных реках с небольшими напорами воды используют лопастные турбины (см. рис. 1.22, б-д). Избыточное давление по мере протекания воды по лопаткам расходуется на увеличение относительной скорости, т. е. на создание реактивного давления потока на лопасти. К этому же классу относятся радиально – осевые турбины, у которых вода при входе на рабочее колесо движется в направлении радиуса турбины (в горизонтальной плоскости), а после рабочего колеса вдоль ее оси (см. рис.5.8, а). Такие турбины применяют в широком диапазоне напоров от 30 до 600 м.

Рисунок 1.21 - Ковшовая турбина.
а – схема турбинной установки; б – рабочее колесо

Рисунок 1.22 - Общий вид рабочих колес реактивных турбин
а – радиально-осевая; б – пропеллерная; в – поворотно-лопастная; г – двухперовая; д – диагональная
В схеме выдачи мощности на ГЭС используют блочный принцип построения. При большом количестве агрегатов в укрупненные блоки включают по 4 – 8, а иногда и более генераторов. Это позволяет достичь существенной экономии за счет уменьшения количества силовых трансформаторов и высоковольтных выключателей.
Особенности ГЭС:
Сооружаются в местах, где есть гидроресурсы и условия для строительства водохранилища и платины, что обычно не совпадает с местом расположения нагрузки.
Выработанную электроэнергию выдают в систему на повышенном напряжении.
Высокоманевренны, пуск и остановка агрегата занимает несколько минут.
Работают на возобновляемом источнике энергии – воде, не загрязняют атмосферу.
Имеют КПД порядка 85%.
1.2.6. Приливные электрические станцииСуществует огромное количество остроумных проектов приливных технических установок. Только во Франции к 1918 г. было опубликовано более 200 таких патентов. В начале XX в. предпринимались попытки сооружения мощных приливных электростанций. В США в 1935 г. было начато строительство ПЭС Кводди мощностью 200 тыс. кВт. Вскоре строительство, на которое ушло 7 млн долл., было прекращено из-за выявившейся высокой стоимости электроэнергии (на 33 % больше стоимости на тепловой станции). По составленному в 1940 г. в СССР проекту Кислогубская ПЭС вырабатывала бы электроэнергию стоимостью в 2 раза большей, чем у речных электростанций.
Приливные электрические станции (ПЭС) выгодно отличаются от ГЭС тем, что их работа определяется космическими явлениями и не зависит от многочисленных погодных условий, определяемых случайными факторами.
Наиболее существенный недостаток ПЭС неравномерность их работы. Неравномерность приливной энергии в течение лунных суток и лунного месяца, отличающихся от солнечных, не позволяет систематически использовать ее в периоды максимального потребления в системах. Можно компенсировать неравномерность работы ПЭС, совместив ее с ГАЭС. В то время, когда имеется избыточная мощность ПЭС, ГАЭС работает в насосном режиме, потребляя эту мощность и перекачивая воду в верхний бассейн. Во время спадов в работе ПЭС в генераторном режиме работает ГАЭС, выдавая электроэнергию в систему. В техническом отношении такой проект удачен, но дорогостоящ, так как требуется большая установленная мощность электрических машин.
Также удачно ПЭС может сочетаться с речной ГЭС, имеющей водохранилище. При совместной работе ГЭС увеличивает мощность при спаде мощности ПЭС и ее остановке; в то время, когда ПЭС работает с достаточно большой мощностью, ГЭС запасает воду в водохранилище. Таким образом, можно уменьшить как суточную, так и сезонную неравномерность работы ПЭС.
ПЭС работают в условиях быстрого изменения напора, поэтому их турбины должны иметь высокие КПД при переменных напорах. В настоящее время создана достаточно совершенная и компактная горизонтальная турбина двойного действия. Электрический генератор и часть деталей турбины заключены в водонепроницаемую капсулу и весь гидроагрегат погружен в воду.
1.2.7. Аккумулирующие электрические станцииПроизводство электроэнергии на электрических станциях и ее потребление различными приемниками представляют собой процессы, взаимосвязанные таким образом, что в силу физических закономерностей мощность потребления электроэнергии в какой-либо момент времени должна быть равна генерируемой мощности.При идеальном равномерном потреблении электроэнергии должна происходить равномерная работа определенного числа электростанций. В действительности работа большинства отдельных электроприемников неравномерна и суммарное потребление электроэнергии также неравномерно. Можно привести множество примеров неравномерности работы установок и приборов, потребляющих электроэнергию. Завод, работающий в одну или две смены, неравномерно потребляет электрическую энергию в течение суток. Улицы и квартиры освещают только в определенные часы суток. В утренние и вечерние часы коммунальная нагрузка наибольшая.
График нагрузки некоторого района или города, представляющий собой изменение во времени суммарной мощности всех потребителей, имеет провалы и максимумы. Это означает, что в одни часы суток требуется большая суммарная мощность генераторов, а в другие часы часть генераторов или электростанций должна быть отключена или работать с уменьшенной нагрузкой. Это приводит к недоиспользованию оборудования и удорожанию энергосистем. Так, снижение числа часов использования установленной мощности крупных ТЭС с 6000 до 4000 ч в год приводит к возрастанию себестоимости вырабатываемой электроэнергии на 3035 %.

Рисунок 1.33 - Гидроаккумулирующая электростанция (схема)
Энергетики по возможности принимают меры по выравниванию графика суммарной нагрузки потребителей. Так, вводится дифференцированная стоимость электроэнергии в зависимости от того, в какой период времени она потребляется. В целом возможности выравнивания потребления электроэнергии невелики. Следовательно, электроэнергетические системы должны быть достаточно маневренными, способными быстро изменять мощность электростанций.
Анализ тенденций в потреблении электрической энергии показывает, что в дальнейшем неравномерность потребления будет увеличиваться по мере роста благосостояния населения и связанного с ним увеличения коммунально-бытовой нагрузки. Такое положение характерно не только для нашей страны. В большинстве стран Западной Европы неравномерность в потреблении электроэнергии такова, что в течение часа изменение нагрузки достигает 30 % от максимальной мощности и в перспективе также ожидается увеличение неравномерности. Кардинально изменить характер потребления электроэнергии очень трудно, так как он зависит от установившегося ритма жизни людей и ряда не зависящих от людей объективных обстоятельств. Например, нельзя изменить того факта, что электрическое освещение нужно в вечерние часы с наступлением темноты.
Большая часть электроэнергии (80 %) вырабатывается на ТЭС, для которых наиболее желателен равномерный график нагрузки. На агрегатах этих станций невыгодно проводить регулирование мощности.
Периодические включения и отключения ТЭС не позволяют решить задачу регулирования мощности из-за большой продолжительности этих процессов. На запуск тепловой станции в лучшем случае требуются часы. Кроме того, работа крупных ТЭС в резко переменном режиме нежелательна, так как приводит к повышенному расходу топлива, повышенному износу теплосилового оборудования и, следовательно, снижению его надежности. Следует учесть также, что ТЭС с высокими параметрами пара имеют некоторые минимальные технически возможные рабочие мощности, составляющие 5070 % от номинальной мощности оборудования. Все это относится не только к ТЭС, но и к АЭС. Поэтому в настоящее время и в ближайшем будущем дефицит в маневренных мощностях (пик нагрузки) покрывается ГЭС, у которых набор полной мощности с нуля можно произвести за 12 мин.
Задачу снятия пиков решают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), работающие следующим образом, рис. 1.34. В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы, рис. 1.34, а. В режиме непродолжительных пиков максимальных значений нагрузки ГАЭС работает в генераторном режиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду.
И европейской части СССР возможно сооружение до 200 ГАЭС. В энергосистемах, расположенных в центральной, северо-западной и южной частях, где имеется наибольший дефицит маневренной мощности, естественные перепады рельефа позволяют сооружать станции с небольшим напором (80110 м).1759938-303671
Рисунок 1.34 - Схема работы гидроаккумулирующей станции:
а – схема станции: 1 – верхний бассейн; 2 – водовод; 3 – здание ГАЭС; 4 – нижний бассейн; б, в, г – компоновка агрегатов станции четырехмашинная, трехмашинная и двухмашинная
На первых ГАЭС для выработки электроэнергии использовали турбины Т и генераторы Г, а для перекачки воды в верхний бассейн электрические двигатели Д и насосы Н, рис. 1.34, б. Такие станции называли четырехмашинными по числу устанавливаемых машин. В силу независимости работы генератора и насоса иногда четырехмашинная схема оказывается экономически наиболее выгодной. Совмещение функций генератора и двигателя привело к трехмашинной компоновке ГАЭС, рис. 1.34, в.
ГАЭС стали особенно эффективными после появления обратимых гидротурбин, выполняющих функции и турбин, и насосов, рис. 1.34, г. Число машин при этом сведено к двум. Однако станции с двухмашинной компоновкой имеют более низкое значение КПДКрупные действующие ГАЭС: в районе Москвы первая ГАЭС с обратимыми гидроагрегатами общей мощностью 200 МВт; Круахан (Великобритания) 400 МВт, напор 440 м, введена в (1966 г.); Том-Сок (США) 350 МВт, в двух агрегатах по 175 МВт, напор 253 м (1963 г.); Хоэнварте-11 (ГДР) 320 МВт, напор 305 м (1965 г.); Вианден (Люксембург) 900 МВт, напор 280 м (1964 г.).
1.2.8. Солнечные электростанцииСуществует два основных направления в развитии солнечной энергетики: решение глобального вопроса снабжения энергией и создание солнечных преобразователей, рассчитанных на выполнение конкретных локальных задач. Эти преобразователи делятся на три группы: использующие фотоэффект, высокотемпературные и низкотемпературные.
Прямое преобразование энергииФотоэффект открыт Герцем в 1887 г. и детально исследован А. Г. Столетовым в 1888 г. Несмотря на то, что фотоэффект известен давно, природа его пока полностью не изучена. Практическое использование фотоэффекта для получения электроэнергии стало возможным в последнее время в связи с применением полупроводников.
При соприкосновении полупроводников, имеющих электронную (n-типа) и дырочную (р-типа) проводимости, на границе образуется контактная разность потенциалов вследствие диффузии электронов. Если полупроводник с дырочной проводимостью освещается, то его электроны, поглощая кванты света, переходят на полупроводник с электронной проводимостью. В замкнутой цепи при этом образуется электрический ток.

Рисунок 1.35 - Схема прямого преобразования электроэнергии
В настоящее время наиболее совершенны кремниевые фотоэлементы, на которые действуют как направленные, так и рассеянные солнечные лучи. Кремниевые фотоэлементы могут одинаково успешно работать зимой и летом.
Высокотемпературные преобразователи энергии. В преобразователях первого типа солнечные лучи концентрируются на небольшом участке, температура которого поднимается до 3000 °С. Такие установки уже существуют. Они используются, например, для плавки металлов (см. рис. 1.36.)
163576032385
Рисунок 1.36 - Высокотемпературный гелиостат
Самая многочисленная часть солнечных преобразователей работает при гораздо меньших температурах – порядка 100–200 °С. С их помощью подогревают воду, обессоливают ее, поднимают из колодцев. В солнечных кухнях готовят пищу. Сконцентрированным солнечным теплом сушат овощи, фрукты и даже замораживают продукты. Энергию солнца можно аккумулировать днем для обогрева в ночное время домов и теплиц.
Солнечные установки практически не требуют эксплуатационных расходов, не нуждаются в ремонте и требуют затрат лишь на их сооружение и поддержание в чистоте. Работать они могут бесконечно.
Фирма Loose Industries на солнечно-газовой электростанции в Калифорнии использует систему параболо-цилиндрических длинных отражателей в виде желоба. В его фокусе проходит труба с теплоносителем – дифенилом, нагреваемым до 350 °С. Желоб поворачивается для слежения за солнцем только вокруг одной оси (а не двух, как плоские гелиостаты). Это позволило упростить систему слежения за солнцем. Солнечная энергия может непосредственно преобразовываться в механическую. Для этого используется двигатель Стирлинга. Если в фокусе параболического зеркала диаметром 1,5 м установить динамический преобразователь, работающий по циклу Стирлинга, получаемой мощности (1 кВт) достаточно, чтобы поднимать с глубины 20 метров 2 м³ воды в час.

Низкотемпературные преобразователиВодонагреватель предназначен для снабжения горячей водой в основном индивидуальных хозяйств. Устройство состоит из короба со змеевиком, бака холодной воды, бака-аккумулятора и труб. Короб стационарно устанавливается под углом 3050 °С с ориентацией на южную сторону. Холодная, более тяжелая, вода постоянно поступает в нижнюю часть короба, там она нагревается и вытесненная холодной водой поступает в бак-аккумулятор. Она может быть использована для отопления, душа либо других бытовых нужд. Дневная производительность на широте 50° примерно равна 2 кВт/ч с квадратного метра. Температура воды в баке-аккумуляторе достигает 60–70 °С, КПД установки – 40 %.
152287132456
Рисунок 1.37 - Солнечный водонагреватель74231580283057423158028305742315802830574231580283057423158028305
Тепловые концентраторы. Каждый, кто хоть раз бывал в теплицах, знает, как резко отличаются условия в ней и за её пределами. Температура в теплице выше. Солнечные лучи почти беспрепятственно проходят сквозь прозрачное покрытие и нагревают почву, растения, стены, конструкцию крыши. В обратном направлении тепло рассеивается мало из-за повышенной концентрации углекислого газа. По сходному принципу работают и тепловые концентраторы. Это – деревянные, металлические или пластиковые короба, с одной стороны закрытые одинарным или двойным стеклом. Внутрь короба для максимального поглощения солнечных лучей вставляют волнистый металлический лист, окрашенный в черный цвет. В коробе нагревается воздух или вода, которые периодически или постоянно отбираются оттуда с помощью вентилятора или насоса.
1.2.9. Ветровая электростанцияВетроэнергетика – это наиболее быстро растущий сейчас сектор энергетической промышленности в мире (24 % в год). Во многих странах возникла новая отрасль – ветроэнергетическое машиностроение. По-видимому, и в ближайшей перспективе ветроэнергетика сохранит свои передовые позиции. Мировыми лидерами по применению энергии ветра являются США, Германия, Нидерланды, Дания, Индия. В Европе ветрогенераторы стали привычным элементом пейзажа. Например, в Дании 13 % электроэнергии уже сейчас вырабатывается с помощью возобновляемых источников. Половина ветровых турбин изготавливается именно в этой стране, отсюда их развозят по всему свету.
В России к началу ХХ века вращалось около 2500 тысяч ветряков общей мощностью миллион киловатт. В 1931 г. вблизи Ялты была построена крупнейшая по тем временам ветроэнергетическая установка мощностью 100 кВт, а позднее разработан проект агрегата на 5000 кВт. Но реализовать его не удалось, так как Институт ветроэнергетики, занимавшийся этой проблемой, был закрыт.

Рисунок 1.37 - Разрез ветровой электростанции
Существенным недостатком энергии ветра является ее изменчивость во времени, но это можно скомпенсировать за счет расположения ветроагрегатов. Если в условиях полной автономии объединить несколько десятков крупных ветроагрегатов, то средняя их мощность будет постоянной. При наличии других источников энергии ветрогенератор может дополнять существующие. И, наконец, от ветродвигателя можно непосредственно получать механическую энергию.
Принцип действия всех ветродвигателей один: под напором ветра вращается ветроколесо с лопастями, передавая крутящий момент через систему передач валу генератора, вырабатывающему электроэнергию, водяному насосу (рис. 1.38). Чем больше диаметр ветроколеса, тем больший воздушный поток оно захватывает и тем больше энергии вырабатывает агрегат.
Принципиальная простота дает здесь исключительный простор для конструкторского творчества.
Основные разновидности ветроагрегатов изображены на рисунке 1.38:
1) ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные: лопастные 1 и ортогональные 6);
2) ветродвигатели 2–5 с горизонтальной осью вращения (крыльчатые).
Типы крыльчатых ветродвигателей отличаются только количеством лопастей.
Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной скорости их вращения. Они могут непосредственно соединяться с генератором электрического тока без повышающего редуктора. Скорость вращения крыльчатых ветродвигателей обратно пропорциональна количеству крыльев, поэтому агрегаты с количеством лопастей больше трех практически не используются.

Рисунок 1.38 - Типы ветродвигателей
Отбор мощности начинается при скорости ветра около 5 м/с, а номинальная мощность достигается при скорости 14–16 м/с. Предварительные расчеты ветроустановок предусматривают их использование в диапазоне от 50 до 20 000 кВт. В реалистичной установке мощностью 2000 кВт диаметр кольца, по которому движутся крылья, составит около 80 метров.
У мощного ветродвигателя большие размеры. Однако можно обойтись и малыми – взять числом, а не размером. Снабдив каждый электрогенератор отдельным преобразователем, можно просуммировать выходную мощность, вырабатываемую генераторами. В этом случае повышается надежность и живучесть ветроустановки.
Реально работающие ветроагрегаты обнаружили ряд отрицательных явлений. Например, распространение ветрогенераторов может затруднять прием телепередач и создавать мощные звуковые колебания.
Лопасти крыльчатой ветряной турбины выполнены из стеклопластика, который не отражает и не поглощает радиоволны. Помехи создает стальной каркас лопастей и имеющиеся на них металлические полоски, предназначенные для отвода ударов молний. Они отражают и рассеивают ультракоротковолновый сигнал.
Во время работы ветряка (Бун, США 2 МВт) в окнах дребезжали стекла и звенела посуда на полках. Было установлено, что шестидесятиметровый винт при определенной скорости вращения издает инфразвук. Он не ощущается человеческим ухом, но вызывает низкочастотные колебания предметов и небезопасен для человека. После доработки лопастей от инфразвуковых колебаний удалось избавиться.
1.2.10. Геотермальные электростанцииГеотермальные электростанции в качестве источника энергии используют теплоту земных недр. Известно, что при продвижении в среднем на каждые 3040 м в глубь Земли температура возрастает на 1 °С. Следовательно, на глубине 34 км вода закипает, а на глубине 1015 км температура Земли достигает 10001200 °С. В некоторых частях планеты температура горячих источников достаточно высокая и в непосредственной близости от поверхности. Эти районы наиболее благоприятны для сооружения геотермальных станций.

Рисунок 1.39 - Простейшая принципиальная двухконтурная тепловая схема геотермальной электростанции
Так, в Новой Зеландии на геотермальных станциях вырабатывается 40 % всей электроэнергии, в Италии 6 %. Значительная доля электроэнергии приходится на такие станции и в ряде других стран.
На рис. 1.39 представлена принципиальная двухконтурная тепловая схема геотермальной электростанции, включающая по контуру рабочего тела теплообменник-испаритель 2, турбину 3, конденсатор 4, питательный насос 5. Термальная вода поступает из подъемной скважины 1 и после охлаждения в теплообменнике-испарителе нагнетательным насосом 6 возвращается в пласт по нагнетательной скважине 7.
Энергетический абсорбционный цикл (рис. 1.40) отличается от простейшего бинарного разветвлением потока рабочего тела в сепараторе 3, установленном после испарителя-десорбера 2.

Рисунок 1.40 - Энергетический абсорбционный цикл
В отличие от простейшего цикла, где в испарителе получают сухой насыщенный пар, в испарителе-десорбере кипение не доводится до конца и полученный влажный пар в сепараторе разделяется на сухой насыщенный пар, подаваемый на турбину 4, и жидкую фазу, которая в регенераторе 5 подогревает конденсат и затем сбрасывается в конденсатор-абсорбер 6, где смешивается с отработанным паром.
Эта схема позволяет изменять степень сухости пара на выходе из испарителя, т. е. появляется дополнительный параметр для оптимизации цикла.
Особенности тепломеханического оборудования геотермальной электростанции определяются свойствами рабочих тел: высокой плотностью пара, большой текучестью в жидком состоянии, пожаро- и взрывоопасностью, в ряде случаев токсичностью самих рабочих тел или продуктов их разложения.
Требования к материалам определяются в основном коррозионной стойкостью к термальным водам, обладающим повышенной агрессивностью. Трубки теплообменников выполняются из хромоникелевой нержавеющей стали, как и запорная и регулирующая арматура в тракте термальной воды.
В России для ряда районов, например Камчатки и Курильских островов, сооружение геотермальных станций может оказаться экономически оправданным. Так, на Камчатке успешно эксплуатируется опытно-промышленная геотермальная станция. Обсуждаются также возможности использования действующих вулканов на Курильских островах.
В настоящее время геотермальные источники больше используются для теплоснабжения, чем для выработки электрической энергии. Это объясняется как техническими трудностями в работе геотермальных электростанций, так и высокой стоимостью их в расчете на единицу установленной мощности.1.2.11. Магнитогидродинамическое преобразование энергииК одной из центральных физико-технических задач энергетики относится создание магнитогидродинамических генераторов (МГД–генераторов), непосредственно преобразующих тепловую энергию в электрическую. Возможности практической реализации такого рода преобразования энергии в широких промышленных масштабах появляются в связи с успехами в атомной физике, физике плазмы, металлургии и ряде других областей.
Непосредственное преобразование тепловой энергии в электрическую позволяет существенно повысить эффективность использования топливных ресурсов.
Для современной электроэнергетики большое значение имеет открытый Фарадеем закон электромагнитной индукции, который утверждает, что в проводнике, движущемся в магнитном поле, индуцируется ЭДС. При этом проводник может быть твердым, жидким или газообразным. Область науки, изучающая взаимодействие между магнитным полем и токопроводящими жидкостями или газами, называется магнитогидродинамикой.Принципиальная схема МГД-генератора с паросиловой установкой показана на рис. 1.41. В камере сгорания сжигается органическое топливо, получаемые при этом продукты в плазменном состоянии с добавлением присадок направляются в расширяющийся канал МГД-генератора. Сильное магнитное поле создается мощными электромагнитами. Температура газа в канале генератора должна быть не ниже 2000 °С, а в камере сгорания 25002800 °С. Необходимость ограничения минимальной температуры газов, покидающих МГД-генераторы, вызывается настолько значительным уменьшением электропроводности газов при температурах ниже 2000 °С, что у них практически исчезает магнитогидродинамическое взаимодействие с магнитным полем.
Теплота отработанных в МГД-генераторах газов вначале используется для подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания топлива, и, следовательно, повышения эффективности процесса его сжигания. Затем в паросиловой установке теплота расходуется на образование пара и доведение его параметров до необходимых величин.
Выходящие из канала МГД-генератора газы имеют температуру примерно 2000 °С, а современные теплообменники, к сожалению, могут работать при температурах, не превышающих 800 °С, поэтому при охлаждении газов часть теплоты теряется.
Трудности в создании МГД-генераторов состоят в получении материалов необходимой прочности. Несмотря на статические условия работы, к материалам предъявляют высокие требования, так как они должны длительно работать в агрессивных средах при высоких температурах (25002800 °С). Для нужд ракетной техники созданы материалы, способные работать в таких условиях, однако они могут работать непродолжительное время в течение минут. Продолжительность работы промышленных энергетических установок должна исчисляться, по крайней мере, месяцами.

Рисунок 1.41 - Принципиальная схема МГД-генератора с паросиловой установкой:
1 – камера сгорания; 2 – МГД канал; 3 – магнитная система; 4 – воздухоподогревательа;
5 – парогенератор; 6 – паровые турбины; 7 – компрессор; 8 – конденсатный насос.
1.2.12. Термоэлектрические генераторы
Из всех устройств, непосредственно преобразующих тепловую энергию в электрическую, термоэлектрические генераторы (ТЭГ) относительно небольшой мощности применяются наиболее широко.
Основные достоинства ТЭГ: 1) отсутствуют движущиеся части; 2) нет необходимости в высоких давлениях; 3) могут использоваться любые источники теплоты; 4) имеется большой ресурс работы.
В качестве источников энергии ТЭГ широко используют на космических объектах, ракетах, подводных лодках, маяках и многих других установках.
В зависимости от назначения ТЭГ могут преобразовывать в электрическую энергию теплоту, получаемую в атомных реакторах, энергию солнечной радиации, энергию органического топлива и т. д. Тепловая энергия, получаемая при распаде радиоактивных изотопов и делении ядер тяжелых элементов в реакторах, стала применяться в ТЭГ с конца 50-х годов.
Принцип работы термоэлемента основан на эффекте 3еебека. В 1921 г. Зеебек сообщил об экспериментах, связанных с отклонением магнитной стрелки вблизи термоэлектрических цепей. В этих исследованиях Зеебек не рассматривал задачу получения энергии. Сущность открытого эффекта состоит в том, что в замкнутой цепи, состоящей из разнородных материалов, протекает ток при разных температурах контактов материалов.

Рисунок 1.42 - Термоэлектрический генератор
Эффект Зеебека можно качественно объяснить тем, что средняя энергия свободных электронов различна в разных проводниках и по-разному увеличивается с повышением температуры. Если вдоль проводника существует перепад температур, то возникает направленный поток электронов от горячего спая к холодному, вследствие чего у холодного спая образуется избыток отрицательных зарядов, у горячего избыток положительных. Поток этот более интенсивен в проводниках с большой концентрацией электронов. В простейшем термоэлементе, замкнутая цепь которого состоит из двух проводников с разными концентрациями электронов и спаи поддерживаются при разных температурах, возникает электрический ток. Если цепь термоэлемента разомкнута, то накопление электронов на холодном конце увеличивает его отрицательный потенциал до тех пор, пока не установится динамическое равновесие между электронами, смещающимися к холодному концу, и электронами, уходящими от холодного конца под действием возникшей разности потенциалов. Чем меньше элекгропроводность материала, тем меньше скорость обратного перетока электронов, следовательно, тем выше ЭДС. Поэтому полупроводниковые элементы более эффективны, чем металлы.
В настоящее время созданы полупроводники, работающие при температуре более 500 °С. Однако для промышленного ТЭГ потребуется температуру горячего спая довести примерно до 1100 °С. При таком повышении температуры полупроводники различных типов проявляют тенденцию к превращению в собственно полупроводники, у которых числа носителей положительных и отрицательных зарядов равны. Эти заряды при создании градиента температуры перемещаются от горячего спая к холодному в равном количестве и, следовательно, накапливание потенциала не происходит, т. е. не создается термоЭДС. Собственно полупроводники бесполезны для целей генерирования термоэлектрического тока.
В настоящее время широко ведутся исследования по созданию полупроводников, работающих при высоких температурах.
1.2.13. Радиоизотопные источники энергииЕстественный радиоактивный распад ядер сопровождается выделением кинетической энергии частиц и -квантов. Эта энергия поглощается средой, окружающей радиоактивный изотоп, и превращается в теплоту, которую можно использовать для получения электрической энергии термоэлектрическим способом.
Установки, преобразующие энергию естественного радиоактивного распада в электрическую энергию с помощью термоэлементов, называются радиоизотопными термогенераторами.
Радиоизотопные термогенераторы надежны в работе, обладают большим сроком службы, компактны и успешно используются в качестве автономных источников энергии для различных установок космического и наземного назначений.
Современные радиоизотопные генераторы имеют КПД, равный 35 %, и срок службы от 3 месяцев до 10 лет. Технико-экономические характеристики этих генераторов в будущем могут быть значительно улучшены. В настоящее время создаются проекты генераторов мощностью до 10 кВт.
К радиоизотопным термогенераторам проявляют интерес различные отрасли науки и техники. Их предполагается использовать в виде источника энергии искусственного сердца человека, а также для стимулирования работы различных органов в живых организмах. Особенно пригодными оказались радиоизотопные термогенераторы при освоении космического пространства, где необходимы источники энергии, способные длительно и надежно работать в неблагоприятных условиях воздействия ионизирующих излучений, в радиационных поясах, на поверхности других планет и их спутников.
1.2.14. Термоэмиссионные генераторыЯвление термоэлектронной эмиссии было открыто Т. Эдисоном в 1883 г. Работая над созданием электрической лампы, Эдисон помещал в колбе две нити. Когда перегорала одна из них, он поворачивал лампу и включал другую. Во время испытания ламп обнаруживалось, что некоторое, количество электричества переходит к холодной нити, т. е. электроны «испаряются» с горячей нити катода и движутся к холодной нити аноду и далее во внешнюю электрическую цепь. При этом часть тепловой энергии, расходуемой на нагревание катода, переносится электронами и отдается аноду, а часть энергии электронов выделяется во внешней электрической цепи при протекании электрического тока.
Анод разогревается за счет теплоты, приносимой электронами. Если бы температуры катода и анода были одинаковыми, то теплота «испарения» электронов с катода в точности была бы равна теплоте «конденсации» электронов на аноде и не было бы преобразования теплоты в электрическую энергию. Чем меньше температура анода по сравнению с температурой катода, тем большая часть тепловой энергии превращается в электрическую. Простейшая схема термоэмиссионного преобразователя энергии показана на рис. 1.43.

Рисунок 1.43 - Ядерный термоэмиссионный преобразователь: 1 – защита; 2 – охладитель;
3 – анод; 4 – вакуум; 5 – катод;
6 – ядерное горючее Рисунок 1.44 - Схема установки прямого
преобразования ядерной энергии в
электрическую:
1 – -радиоактивный излучатель;
2 – металлическая ампула;
3 – металлический сосуд
В обычной диодной радиолампе мощность, расходуемая на нагревание катода, примерно равна 10 Вт, а выходная мощность, снимаемая с анода, 1 мВт. Таким образом, на нагревание расходуется мощность, в 107 раз большая. КПД преобразователя составляет ничтожно малую величину 0,110-4 %. Если бы КПД был даже в миллион раз больше, то это устройство все равно нельзя было бы рассматривать как преобразователь энергии для промышленных целей. Однако прогресс в развитии термоэмиссионных преобразователей оказался настолько значительным, что удалось КПД современных диодных преобразователей энергии довести до 20 %.
В процессе термоэлектронной эмиссии с поверхности металлов происходит выход свободных электронов. В металлах содержится большое число свободных электронов около 6-1021 в 1 см3. Внутри металла силы притяжения электрона сбалансированы положительно заряженными ядрами. Непосредственно у поверхности на электроны действуют результирующие силы притяжения, для преодоления которых и выхода за пределы металла электрону нужно обладать достаточной кинетической энергией. Увеличение кинетической энергии происходит при нагревании металла.
В энергетических термоэмиссионных генераторах для нагревания катода можно воспользоваться теплотой, получаемой в результате ядерной реакции. Схема ядерного термоэмиссионного преобразователя приведена на рис. 1.44. КПД первых таких преобразователей был равен примерно 15 %; по существующим прогнозам его можно довести до 40 %.
Испускание электронов в термоэмиссионных генераторах вызывается нагреванием катода. При радиоактивном распаде электроны (-лучи) испускаются вследствие естественного свойства элементов. Непосредственно используя это свойство, можно осуществить прямое преобразование ядерной энергии в электрическую.
1.2.15. Электрохимические генераторыВ электрохимических генераторах происходит прямое преобразование химической энергии в электрическую. Возникновение ЭДС в гальваническом элементе связано со способностью металлов посылать свои ионы в раствор в результате молекулярного взаимодействия между ионами металла и молекулами (и ионами) раствора.
Важное техническое приложение гальванические элементы нашли в аккумуляторах, где вещество, расходующееся при отборе тока, предварительно накапливается на электродах при пропускании через них в течение некоторого времени тока от постороннего источника (при зарядке). Применение аккумуляторов в энергетике затруднено вследствие малого запаса активного химического горючего, не позволяющего получать непрерывно электроэнергию в больших количествах. Кроме того, для аккумуляторов характерна малая удельная мощность.
Большое внимание во многих странах мира уделяется непосредственному преобразованию химической энергии органического топлива в электрическую, осуществляемому в топливных элементах. В этих преобразователях энергии можно получить более высокие значения КПД, чем у тепловых машин. В 1893 г. немецкий физик и химик Нернст вычислил, что теоретический КПД электрохимического процесса превращения химической энергии угля в электрическую равен 99,75 %.
На рис. 1.45 показана принципиальная схема водородно-кислородного топливного элемента.
18841151058
Рисунок 1.45 - Схема водородно-кислородного топливного элемента:
1 – корпус; 2 – катод; 3 – электролит; 4 – анод
Электроды в топливном элементе выполнены пористыми. На аноде происходит переход положительных ионов водорода в электролит. Оставшиеся электроны создают отрицательный потенциал и во внешней цепи перемещаются к катоду. Атомы кислорода, находящиеся на катоде, присоединяют к себе электроны, образуя отрицательные ионы, которые, присоединяя из воды атомы водорода, переходят в раствор в виде ионов гидроксила ОН- .Ионы гидроксила, соединяясь с ионами водорода, образуют воду.
Таким образом, при подводе водорода и кислорода происходит реакция окисления горючего ионами с одновременным образованием тока во внешней цепи. Так как напряжение на выводах элемента невелико (порядка 1 В), то элементы последовательно соединяют в батареи. КПД топливных элементов очень высок. Теоретически он близок к единице, а практически он равен 6080 %.
Использование водорода в качестве топлива сопряжено с высокой стоимостью эксплуатации топливных элементов, поэтому изыскиваются возможности применения других, более дешевых видов топлива, в первую очередь природного и генераторного газа.
В настоящее время широко ведутся работы над созданием эффективных высокотемпературных топливных элементов. Пока удельная мощность топливных элементов все еще невелика.
Топливные элементы бесшумны, экономичны, и у них отсутствуют вредные отходы, загрязняющие атмосферу.
1.2.16. Дизельная электростанцияНа дизельных электростанциях в качестве первичного двигателя используются двигатели внутреннего сгорания. Они же применяются в качестве источников аварийного питания или в местах, где отсутствует электроснабжение или невозможно осуществлять подвоз угля или другого топлива.
В двигателях внутреннего сгорания (дизельных генераторах) сгорание топлива происходит внутри одного или нескольких цилиндров. Сначала двигатель внутреннего сгорания, устроенный аналогично автомобильному двигателю, преобразует химическую энергию в механическую. Затем генератор, вал которого вращает двигатель, преобразует механическую энергию в электрическую. Как правило, в таких установках используются двух- или четырехтактные двигатели внутреннего сгорания.
Двигатели внутреннего сгорания имеют малую или среднюю мощность в диапазоне от 2 МВт до более 50 МВт. Их КПД выше, чем у газовых турбин. Кроме того, капитальные затраты, необходимые для их сооружения, невелики, установки легко транспортируются и начинают генерировать электричество практически немедленно после запуска. По этим причинам генераторы внутреннего сгорания используются там, где нужна небольшая мощность, а также для энергоснабжения в чрезвычайных ситуациях.
Режимы энергосистемы и участие электростанций в выработке электроэнергии
Нагрузка электрической системы слагается из следующих составляющих:
1. Нагрузок потребителей.
2. Мощности собственных производственных нужд ЭС.
3. Потерь мощности в сетях.
Так как потребление мощности неравномерно как в течение суток, так и в течение года, то нагрузка энергосистемы также неравномерна (см. рис. 1.46).

Рисунок 1.46 – График нагрузки электрической системы
Нагрузка электрической системы должна быть распределена между всеми ЭС, суммарная установленная мощность которых Рнг max несколько превышает наибольший максимум системы.
Покрытие базовой части суточного графика возлагают:
1. На ТЭЦ, максимальная экономичность которых имеет место при соответствии тепловой и электрической нагрузок.
2. На АЭС, регулирование мощности которых затруднительно.
3. На ГЭС в размере, соответствующему минимальному пропуску воды, необходимо по санитарным требованиям и условиям судоходства. Во время паводка участие ГЭС в покрытие базовой части графика нагрузки может быть увеличено с тем, чтобы не сбрасывать бесполезно избыток воды.
Покрытие пиковой части графика возлагают на ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых допускают частые включения и отключения, быстрое изменение нагрузки. Остальная часть графика может быть покрыта КЭС, работа которых наиболее экономична при равномерной нагрузке. Эта нагрузка частично выравнивается ГАЭС при работе их в насосном режиме.
Чем не равномернее график нагрузки, тем большую мощность должны иметь ГАЭС и ГЭС. В этом случае обеспечится экономичная работа КЭС без резкого снижения их нагрузки в ночные часы.
2 Электрооборудование электростанций
2.1 Синхронные генераторы
Основными элементами электростанций являются турбо- или гидроагрегаты, составными частями которых служат турбины (паровые, газовые или гидравлические) и электрические синхронные генераторы.
Принято генераторы, первичными двигателями которых являются паровые или газовые турбины, называть турбогенераторами, а генераторы с гидравлическими турбинами - гидрогенераторами.
Турбогенераторы
Турбогенератор (ТГ) представляет собой быстроходную (1500, 3000 об/мин.) электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим ротором. Увеличение частоты вращения повышает экономичность работы паровых турбин и уменьшает габариты турбин и генераторов. Быстроходность обеспечивается конструкцией ротора.
Ротор турбоагрегатов выполняется неявнополюсным в виде цельной поковки из высококачественной легированной стали. В радиальные пазы ротора укладывается обмотка возбуждения из полосовой электролитической меди с изоляцией из слюды или микаленты.
Максимальный диаметр ротора (1,0 - 1,3 м) при высокой скорости вращения определяется механической прочностью поковки, а длина ограничена прогибом вала (до 12 м).
Статор выполняется шихтованным из листов стали толщиной 0,5 мм. Листы набираются в пакеты, между которыми оставляют вентиляционные каналы. Обмотка (стержневая двухслойная с изоляцией из микаленты) укладывается в пазы во внутренней расточке.
Турбогенераторы выполняются с горизонтальным валом.
При частоте (f) 50 Гц турбогенераторы имеют одну пару полюсов (p) при номинальной частоте вращения (n) 3000 об/мин., так как
n=60∙fp .На АЭС чаще всего устанавливаются реакторы ВВЭР. Они сравнительно дешевы, но вырабатывают пар с пониженными параметрами, что приводит к необходимости увеличения выходного сечения цилиндров низкого давления и уменьшения скоростей лопаток последних ступеней для предотвращения эрозии, что возможно за счет перехода на скорость 1500 об/мин. Поэтому генераторы для АЭС могут иметь две пары полюсов (четырехполюсные).
Для турбогенераторов принята стандартная шкала мощностей: 2,5 - 4 - 6 - 12 - 32 - 63 - 100 - 160 - 200 - 300 - 500 - 800 - 1200 МВт.
Гидрогенераторы
Гидрогенераторы относятся к числу тихоходных электрических машин (60 - 750 об/мин) в зависимости от напора и расхода воды. Так как скорость вращения определяется потенциалом реки, где сооружается ГЭС, то генераторы могут иметь разное количество пар полюсов и мощность их не стандартизируется (от 8 до 640 МВт). Для ГЭС генераторы обычно изготавливаются по заказу.
В зависимости от расположения вала гидроагрегаты называют горизонтальными (малой мощности) и вертикальными (большой мощности). Большинство гидроагрегатов имеют вертикальное исполнение с размещением генератора над турбиной.
Основными элементами вала вертикальной машины являются подпятник и направляющие подшипники. Подпятник воспринимает нагрузку от веса генератора и рабочего колеса турбины, а так же от вертикальной составляющей реакции воды. В мощных генераторах он погружается в масло. Радиальные усилия, действующие на ротор, воспринимается двумя направляющими подшипниками, которые также обеспечивают вертикальное положение вала.
В зависимости от расположения подпятника различают гидрогенераторы подвесного (а) и зонтичного (б) типа:

а б
Рисунок 2.1 - Гидрогенераторы подвесного и зонтичного типа
1 - ротор, 2 – статор, 3 - верхняя крестовина, 4 - нижняя крестовина, 5 - верхний направляющий подшипник, 6 – подпятник, 7 - нижний направляющий подшипник
Подвесное исполнение обеспечивает более высокую механическую устойчивость и свободный доступ к подпятнику. Зонтичное - позволяет уменьшить размеры верхней крестовины и высоту здания электростанции, что важно при больших мощностях.
Ротор гидрогенератора принципиально отличается от ротора турбогенератора. Он выполняется явнополюсным в виде колеса, к ободу которого крепятся полюса. Полюса собираются из листовой стали. Обмотки возбуждения выполняются в виде катушек из голой шинной меди, которые надеваются на выступающие полюса. Вместо полосовой меди могут использоваться трубки, одновременно используемые для охлаждения. Витки изолируют асбестом или миканитом. Чем меньше частота вращения, тем больше полюсов должно быть на роторе. Поэтому ротор может иметь диаметр 4 - 8 м.
Статор гидрогенератора конструктивно не имеет принципиальных отличий от статора турбогенератора.
Системы охлаждения генераторов
Во время работы в генераторах возникают потери энергии, вызывающие нагрев его элементов. Хотя КПД генераторов высок и потери составляют всего 1.5 - 2%, абсолютные потери достигают 10 МВт в машине 800 МВт, что приводит к значительному повышению температуры активной стали, меди и изоляции. При этом предельный нагрев лимитируется изоляцией обмоток.
Синхронные генераторы имеют искусственное охлаждение. Различают системы искусственного охлаждения:
- поверхностное или косвенное;
- непосредственное.
В качестве охлаждающей среды в генераторах применяются газы (воздух и водород) и жидкости (вода и масло).
Косвенные системы охлаждения
При поверхностном или косвенном охлаждении охлаждающий газ подается с помощью встроенного или внешнего вентилятора внутрь машины и прогоняется через ее воздушный зазор и систему вентиляционных каналов. При этом газ не соприкасается с проводниками обмоток, и тепло от них передается охлаждающему газу через изоляцию обмоток, пазовую изоляцию и сталь зубцов, т.е. через значительный "тепловой барьер".
Косвенные системы охлаждения могут быть воздушными и водородными.
Воздушные системы охлаждения могут быть:
-проточными;
-замкнутыми.
При проточном охлаждении воздух забирается извне через очистительные фильтры, прогоняется через машину и выбрасывается наружу. Оно применяется для генераторов небольшой мощности (ТГ – до 2 МВА, ГГ – до 4МВА), так как с воздухом в машину поступает пыль, несмотря на фильтры.
Для крупных генераторов применяют замкнутую систему охлаждения, когда один и тот же объем воздуха циркулирует в машине. Нагретый в машине воздух выходит через специальный патрубок в камеру горячего воздуха, проходит через воздухоохладитель (орошаемый водой) и через камеру холодного воздуха возвращается в машину.
Для восполнения потерь воздуха в результате утечек предусмотрен забор воздуха через двойные масляные фильтры в камере холодного воздуха.
Замкнутые системы охлаждения выполняются по двум схемам:
- осевые;
- многоструйные.
Осевая схема предусматривает прохождение охладителя через зазор между статором и ротором, а также через вентиляционные осевые каналы статора. Недостатком является неравномерность охлаждения обмотки в начале и в конце обмотки по движению воздуха.
Эффективность вентиляции повышается при разделении потока охлаждающего воздуха на несколько струй.
Многоструйная радиальная схема охлаждения предусматривает деление системы вентиляции вертикальными (перпендикулярно валу) плоскостями по секции. В каждую секцию воздух поступает из воздушного зазора или специального осевого канала и проходит через радиальные вентиляционные каналы в отводящие камеры.
Воздушное охлаждение применяется в турбогенераторах до 12 МВт и гидрогенераторах до 150- 160 МВт.
Более крупные генераторы и синхронные компенсаторы экономически выгоднее снабжать водородным охлаждением.
Водородные системы охлаждения обеспечивают лучший отвод тепла, так как водород имеет в 7 раз большую теплопроводность и в 1,44 раза больший коэффициент теплоотдачи с поверхности. Это позволяет увеличить мощность ТГ на 15 - 20%, или сберечь при той же мощности на 15- 30% активные материалы. Еще более повышается эффективность охлаждения при повышении давления водорода.
За счет водородного охлаждения также:
- снижаются потери на трение ротора;
- более долговечной становится изоляция, так как в среде водорода не образуется озона, ее разрушающего);
-меньше вероятность пожара, так как водород не поддерживает горения.
Наряду с этим водородное охлаждение создает трудности:
- во избежание образования взрывоопасной смеси с воздухом необходима надежная изоляция вентиляционной системы и поддержание повышенного давления;
- корпус генератора должен быть более прочным (больше затраты металла и выше качество сварки);
- стоимость выше на 40%, но эта добавочная стоимость окупается за 2 - 3 года.
Источником водорода на ТЭС являются установки электролиза воды. Реже водород доставляют в баллонах.
Для гидрогенераторов водородное охлаждение не применяется, т.к. большие размеры не позволяют создать надежную изоляцию вентиляционной системы от окружающего воздуха.
Непосредственное (форсированное) охлаждение
Дальнейшее повышение мощности турбогенераторов оказалось возможным при переходе на систему непосредственного охлаждения. В них охлаждающая среда непосредственно соприкасается с медью обмоток. В непосредственных системах охлаждения в качестве охлаждающей среды используют водород, воду (реже масло).
Непосредственное охлаждение турбогенераторов выполняется по четырем схемам:
1. Косвенное охлаждение статора и непосредственное охлаждение ротора водородом (генераторы ТВФ). Косвенное охлаждение обмотки и стали статора осуществляется по многоструйной радиальной схеме. Циркуляция водорода осуществляется вентиляторами на валу машины. Обмотка ротора охлаждается по схеме самовентиляции: газ (водород) забирается из зазора между статором и ротором через отверстия в пазовых клиньях с последующим выбросом нагретого газа обратно в зазор. Обмотка выполнена из сплошных проводников прямоугольного сечения с косыми вырезами в боковых поверхностях, образующих вентиляционные каналы.
2. Непосредственное охлаждение статора и ротора водородом (генераторы ТГВ). Циркуляция водорода обеспечивается компрессором, установленным со стороны контактных колец. Обмотка статора охлаждается по аксиальной (осевой) схеме. Так как в пазы статора укладывается большое число проводников малого сечения, затрудняется выполнение вентиляционных каналов (вырезов) достаточного сечения. Поэтому водород пропускают по специальным трубкам из немагнитной стали, проложенным в пазах.
Обмотка ротора охлаждается по аксиальной схеме или по схеме самовентиляции. В случае аксиального охлаждения обмотку ротора выполняют из проводников корытообразного сечения, образующих каналы, в которые газ подается с обеих сторон.
Сталь статора охлаждается по радиальной схеме через вентиляционные каналы в шихтованном сердечнике.
3. Непосредственное жидкостное охлаждение статора и непосредственное водородное охлаждение ротора. В качестве охлаждающей жидкости применяют масло и воду. Основное достоинство масла заключается в его высоких изолирующих свойствах, поэтому масло позволяет использовать дешевую бумажную изоляцию. Вместе с тем, масло разрушает изоляцию обмоток, пожароопасно, вязкость масла создает трудности его перемещения. Поэтому в большинстве случаев используют воду (генераторы ТВВ). Обмотка статора охлаждается по аксиальной схеме водой. Для этого обмотка выполняется из полых проводников прямоугольного сечения, внутри которых циркулирует вода. Сталь статора охлаждается по радиальной схеме водородом. Ротор - по схеме самовентиляции водородом.
4. Непосредственное жидкостное охлаждение статора и ротора. Для генераторов ТГВ- 500, 1200 МВт и гидрогенераторов выполняют:
- охлаждение статора водой;
- охлаждение ротора водой;
- охлаждение стали водородом по радиальной схеме.
На ТЭС целесообразно использовать конденсат турбин, включив систему каналов охлаждения генератора в систему циркуляции турбины.
Для турбогенераторов ТВМ используется масло, которое прогоняется через осевые каналы в стали статора и полые проводники обмоток специальными маслонасосами. Сердечник статора отделен от ротора изоляционным цилиндром, который размещается в зазоре и герметично закреплен в торцах.
Эффективность рассмотренных систем охлаждения иллюстрируется табл. 2.1.
Таблица 2.1 – Эффективность систем охлаждения
Система охлаждения Увеличение мощности
Воздушное 1
Косвенное водородное давление 0.005 МПа 1.25
Косвенное водородное давление 0.2 Мпа 1.7
Непосредственное водородное 2.7
Непосредственное: статор- масло
ротор- вода 3.6
Непосредственное водяное 4.0
Системы возбуждения генераторов
Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения ротора постоянным током и регулирования тока возбуждения. Источник тока возбуждения называется возбудителем.
Значения ЭДС генератора определяется величиной тока возбуждения. Поэтому регулирование напряжения на выводах генератора осуществляется за счет изменения тока возбуждения.
Системы возбуждения характеризуются параметрами:
- Ufном- номинальное напряжение возбуждения (на кольцах ротора);
- Ifном - номинальный ток возбуждения (соответствует номинальной нагрузке);
- Pfном- номинальная мощность возбуждения (0,2 - 0,6% от номинальной мощности машины);
- форсировочная способность (KU);
- быстродействие при авариях в системе;
- скорость развозбуждения генератора при действии релейной защиты.
Форсировочной способностью по напряжению (току) KU(I) называют отношение напряжения (тока) потолка возбуждения Ufпот(Ifпот) к номинальному Ufном(Ifном) . Генераторы должны иметь не менее, чем двукратную форсировку
KU=UfпотUfном≥2; KI=IfпотIfном≥2 .Потолок возбуждения - величина, до которой быстро увеличивают (форсируют) возбуждение при глубоком снижении напряжения на зажимах генератора при коротких замыканиях в системе.
Быстродействие систем возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистеме характеризуется скоростью нарастания напряжения возбуждения (1/сек).
ν=0,632∙Ufпот-UfномUfном∙t≥2 1c ,где t - время, за которое происходит форсировка.

Рисунок 2.2 - Определение скорости форсировки возбуждения
К системам возбуждения предъявляются следующие требования:
- высокая надежность в нормальном и аварийном режимах;
- устойчивость возбуждения; - высокий потолок возбуждения;
- высокая скорость нарастания возбуждения.
Возбуждение машины устойчиво, если любое изменение ее нагрузки не вызывает изменения возбуждения и на зажимах генератора поддерживается уровень напряжения с точностью до ±0,5% .
В зависимости от возбудителя системы возбуждения можно разделить на два основных вида:
- электромашинное возбуждение;
- полупроводниковое возбуждение.
Полупроводниковые системы возбуждения, в свою очередь, можно разделить на три вида:
- высокочастотное (индукторное) независимое возбуждение;
- тиристорное независимое возбуждение;
- бесщеточное независимое возбуждение;
- полупроводниковое самовозбуждение.
Электромашинные системы возбуждения
Возбудителем (GE) является генератор постоянного тока. Возбудитель может иметь самовозбуждение (обмотка возбуждения LGE подключена к якорю) или возбуждение от независимого подвозбудителя (генератора постоянного тока).
К возбудителю подключается обмотка возбуждения LG основного генератора G.
Различают электромашинные системы возбуждения двух типов: самовозбуждение и независимое возбуждение.
В схеме самовозбуждения (рис. 2.3) якорь генератора постоянного тока (возбудителя) приводится во вращение асинхронным двигателем М, который подключен к шинам 0,4 кВ собственных нужд электростанции. Трансформатор 10/0,4 кВ собственных нужд (ТСН) подключен к выводам основного генератора. Если вблизи выводов генератора произойдет короткое замыкание, напряжение в точке подключения ТСН резко снижается и нарушается работа системы возбуждения. Поэтому самовозбуждение применяется только для маломощных генераторов или в качестве резервных систем для мощных генераторов.

Рисунок 2.3 - Схема электромашинного самовозбуждения
В схеме независимого возбуждения (рис. 2.4) якорь возбудителя находится на одном валу с ротором основного генератора. При аварийных посадках напряжения на выводах генератора не происходит нарушения функционирования системы возбуждения, так как скорость вращения ротора основного генератора в течение некоторого времени не изменяется за счет инерции турбины. Поэтому независимое возбуждение обладает высокой надежностью.
Регулирование тока в схемах электромашинного возбуждения осуществляется за счет переменного сопротивления в цепи LGE.
Электромашинные системы возбуждения применяются только для генераторов мощностью до 100 - 150 МВт.

Рисунок 2.4 - Схема независимого электромашинного возбуждения
Независимое высокочастотное возбуждение с полупроводниковыми выпрямителями
В качестве возбудителя (GE) используется генератор переменного тока на одном валу с турбогенератором (G).
Для уменьшения габаритов возбудителя в качестве вспомогательного генератора применяют высокочастотный индукторный генератор трехфазного тока 500 Гц. Ротор индукторного генератора не имеет обмотки возбуждения, а на его цилиндрической поверхности выфрезеровано 10 продольных пазов. В пазах статора расположены: трехфазная обмотка и три обмотки возбуждения (последовательная и две независимые). При вращении зубчатого ротора магнитный поток, создаваемый обмотками возбуждения, пульсирует. За счет пульсаций в обмотке трехфазного переменного тока наводится ЭДС частотой 500 Гц.
Напряжение возбудителя выпрямляется полупроводниковым выпрямителем VD и подводится к обмотке возбуждения LG основного генератора.
Последовательная обмотка возбуждения LGE1 высокочастотного возбудителя является основной и создает основной магнитный поток возбудителя.
Независимая обмотка возбуждения LGE2 подключена через выпрямительное устройство АРВ к подвозбудителю GEЕ. Она создает МДС, встречную МДС основной обмотки. Регулирование тока в обмотке LGE2 осуществляется устройством АРВ (автоматического регулирования возбуждения), обеспечивая поддержание напряжения генератора при нормальном режиме работы в функции напряжения генератора через трансформатор напряжения TV и тока через трансформатор тока ТА.
Независимая обмотка возбуждения LGE3 подключена к подвозбудителю через устройство бесконтактной форсировки возбуждения УБФ. Она создает МДС, согласную с МДС основной обмотки, и обеспечивает начальное кратковременное возбуждение при пуске и форсировку возбуждения при аварийном снижении напряжения генератора более чем на 5 %.

Рисунок 2.5 - Схема независимого высокочастотного возбуждения
В качестве подвозбудителя GEE используется высокочастотный индукторный генератор (400 Гц), возбуждаемый постоянными магнитами на роторе.
Высокочастотное возбуждение обеспечивает КU = 2 и V = 2 (1/c). Поэтому оно используется для ТГ средней мощности 200 -300 Мвт при условии, что они не требуют высокого быстродействия по условиям работы.
Независимое тиристорное возбуждение
Возбудителем является специальный синхронный генератор промышленной частоты 50 Гц на одном валу с ротором основного генератора.
Возбудитель GE имеет обмотку статора, выполняемую с дополнительными выводами (отпайками). К низковольтной части (к отпайкам) подключена рабочая группа тиристоров VS1, к высоковольтной - форсировочная группа VS2. Тиристорная группа VS1 обеспечивает возбуждение в нормальном режиме и управляется от устройства АРВ подачей импульсов на управляющие электроды. При этом группа VS2 закрыта.
В режиме форсировки возбуждения открываются тиристоры форсировочной группы VS2. Они включены на полное напряжение возбудителя и дают полный ток форсировки возбуждения. При этом запирается рабочая группа VS1.
Возбудитель GE имеет самовозбуждение с подключением обмотки возбуждения через трансформатор Т и управляемое выпрямительное устройство VS.

Рисунок 2.6 - Схема независимого тиристорного возбуждения
Бесщеточное независимое возбуждение
Общим недостатком рассмотренных ранее систем является наличие скользящих контактов для подвода тока к ротору (контактных колец на валу ротора и щеток). При больших токах возбуждения (более 3000 А) этот недостаток может быть решающим.
В схеме бесщеточного возбуждения возбудителем GE является генератор особой конструкции: его обмотка возбуждения расположена на статоре, а обмотка 3-х фазного переменного тока расположена на роторе, соединенном с валом генератора G. Переменный ток с ротора подводится к выпрямителю VD., выполненному на основе неуправляемых кремниевых вентилей повышенной прочности и малых габаритов, вращающимся на одном валу с генератором и возбудителем. Регулирование напряжения осуществляется за счет изменения тока в обмотке LGE.
Схема применяется для ТГ мощностью до 1200 МВт.

Рисунок 2.7 - Принципиальная схема независимого бесщеточного возбуждения
Самовозбуждение с полупроводниковыми преобразователями
Систему самовозбуждения с полупроводниковыми преобразователями принято называть системой прямого или силового компаундирования.
Выпрямительное устройство системы возбуждения состоит из двух групп (3-х фазных мостов) вентилей: неуправляемых VD (диодов) и управляемых VS (тиристоров).
Диодный мост VD получает питание от трансформатора силового компаундирования ТА (вторичный ток пропорционален току генератора). Тиристорная группа VS получает питание от выпрямительного трансформатора ТЕ (вторичное напряжение пропорционально напряжению генератора). Трансформатор силового компаундирования аналогичен трансформатору тока.
Группа VD обеспечивает основной ток возбуждения в нормальном режиме работы (70 -80%) и форсировку возбуждения в режиме короткого замыкания в подключенной сети.

Рисунок 2.8 - Схема полупроводникового самовозбуждения
Вентили VS осуществляют регулирование тока возбуждения в обмотке LG (угол отпирания и запирания тиристоров регулируется через систему АРВ в функции напряжения генератора), а также обеспечивает возбуждение в режиме холостого хода.
Полупроводниковые схемы самовозбуждения применяются на мощных агрегатах, но обеспечивают низкую стабильность напряжения. Поэтому они используются для генераторов, связанных с потребителями линиями небольшой длины.
Aвтоматическое гашение поля (АГП)
После аварийного отключения генератора защитой необходимо его развозбудить, т.е. погасить магнитное поле. При этом уменьшается ЭДС генератора, время горения дуги и выгорание обмоток и стали. Гашение поля необходимо не только при аварийных, но и при нормальных отключениях. При разрыве обмотки возбуждения, имеющей большую индуктивность и малую емкость, появляется перенапряжение, которое может привести к пробою изоляции.
Проще всего осуществить гашение поля с помощью активного сопротивления (рис. 2.9).

Рисунок 2.9 - Схема АГП с активным сопротивлением
От действия релейной защиты генератора сначала замыкается контакт 1, подключая к обмотке возбуждения LG сопротивление r, в котором гасится электромагнитная энергия. Затем размыкается контакт 2. При этом контакт 2 не разрывает цепь обмотки LG и не возникает перенапряжения.
Такая схема не обеспечивает быстрого гашения поля (несколько секунд) и применяется только для машин небольшой мощности.
Используются также автоматы гашения поля с дугогасительной решеткой (рис. 2.10). В состав АГП входят:
- обмотка контактора К;
- блок - контакт КК;
- рабочие контакты 1;
- дугогасительные контакты 2;
- дугогасительная решетка 3.

Рисунок 2.10 - Схема АГП с дугогасительной решеткой
При нормальной работе генератора рабочие 1 и дугогасительные 2 контакты замкнуты, обмотка К имеет замкнутую цепочку, следовательно, контакты КК замкнуты и сопротивление R зашунтировано.
При срабатывании релейной защиты (р.з) цепь обмотки АГП разрывается и контакт КК, размыкаясь, вводит в цепь LGE добавочное сопротивление R, снижая ток возбуждения возбудителя.
Одновременно с этим размыкаются контакты автомата 1 и 2 (сначала рабочие, затем - дугогасительные), дуга втягивается в дугогасительную решетку 3. Энергия обмотки возбуждения поддерживает дугу, т.е. напряжение обмотки разряжается на дугогасительную решетку. При этом время горения дуги составляет не более 0,5 - 1 с.
Автоматическое регулирование возбуждения
Устройства АРВ выполняют две основных функции: поддерживают заданное напряжение на генераторе в нормальных условиях его работы и обеспечивают форсировку возбуждения при коротких замыканиях в сети.
При электромашинном возбуждении применяют две основные группы регуляторов:
- регулирующих возбуждение путем изменения сопротивления в цепи возбуждения возбудителя (устройства релейной форсировки);
- регулирующих возбуждение при помощи изменения дополнительных токов, поступающих в обмотку возбуждения возбудителя (устройства компаундирования).
Такими устройствами снабжаются все генераторы, а генераторы мощностью более 3000 КВт еще имеют устройства, регулирующие возбуждение в нормальном режиме.
Релейная форсировка возбуждения
При коротких замыканиях, сопровождающихся понижением напряжения до 0,85 Uном и ниже автоматическое устройство релейной форсировки позволяет быстро увеличить возбуждение генератора.
Реле минимального напряжения KV подключено через трансформатор напряжения TV. При уменьшении напряжения реле замыкает контакт и подключает обмотку контактора КМ, контакты которого замыкаясь, шунтируют реостат RR (шунтовый реостат). Ток в LGE при этом увеличивается до потолочного значения. Устройствами релейной форсировки оснащаются все генераторы.

Рисунок 2.11 - Схема релейной форсировки
Компандирование возбуждения генераторов
Устройства компаундирования применяются в сочетании с электромашинным возбуждением.

Рисунок 2.12 - Схема силового компаундирования
Компаундирование достигается путем подпитки обмотки возбуждения возбудителя добавочным током Iком, пропорциональным току статора генератора. От трансформатора тока ТА (рис. 2.12), вторичная обмотка которого замкнута на установочный реостат RR, питается разделительный трансформатор Т. Напряжение с RR через трансформатор Т и выпрямитель VD подается к обмотке возбуждения возбудителя LGE, создавая в ней дополнительный ток Iком.
При росте нагрузки генератора происходит падение напряжения, но увеличивается Iком, в результате чего напряжение восстанавливается.
Компаундирование в чистом виде не обеспечивает достаточно точное поддержание напряжения, поэтому оно дополняется корректором напряжения (рис. 2.13). Он подключен через трансформатор напряжение TV и установочный трансформатор Т1. Выпрямленный ток корректировки Iкор, пропорциональный напряжению генератора, поступает в дополнительную обмотку возбуждения LGE1.
Разработаны схемы АРВ, осуществляющие фазовое компаундирование, когда ток компаундирование зависит не только от абсолютного значения тока статора, но и от коэффициента мощности (cos ). Кроме рассмотренных АРВ пропорционального действия, реагирующих на отклонение тока и напряжения генератора, разработаны регуляторы сильного действия, реагирующие на скорость и ускорение изменения параметров регулирования.

Рисунок 2.13 - Схема с корректором напряжения
Синхронизация синхронных машинПосле разгона ротора синхронной машины до подсинхронной скорости ее необходимо включить в сеть. Однако для безаварийного включения необходимо выполнить ряд условий. Процедура выполнения этих условий называется синхронизацией.
Первым основным и обязательным условием для любого способа синхронизации является проверка правильности чередования фаз сети и подключаемой машины. Включение в сеть машины, имеющей обратное чередование фаз, вызовет последствия более тяжелые, чем несинхронное включение. Такое включение машины сопровождается возникновением электромагнитного момента, противоположного моменту, развиваемому разгонным двигателем, а также появлением чрезмерных токов в статоре машины. Результатом может быть не только повреждение синхронизируемой машины, но и поломка вала разгонного двигателя. Проверку правильности чередования фаз необходимо производить при первом включении машины, а также после ремонтных работ в ее первичных цепях. Эта проверка должна производиться при помощи одного и того же трансформатора напряжения, подключенного к системе шин, на которую поочередно подается напряжение от подключаемой машины и от сети.
Выполнение других условий зависит от используемого способа синхронизации. Различают способ точной синхронизации и способ самосинхронизации.
Способ точной синхронизации. Этот способ используется при включении в сеть синхронных машин. Он состоит в том, что синхронизируемую машину сначала разворачивают разгонным двигателем (кроме асинхронного электродвигателя) до частоты вращения, близкой к синхронной, а затем возбуждают и при определенных условиях включают в сеть. Условиями, необходимыми для включения синхронизируемой машины в сеть (в данном случае ее необходимо рассматривать как генератор), являются:
равенство напряжений включаемого генератора и работающего генератора или сети (при включении в сеть способом точной синхронизации с включенным АРВ, снабженным устройством автоматической подгонки напряжения, различие напряжений сети и генератора не должно превышать 1 %, при отсутствии устройства автоматической подгонки напряжения, а также при ручном регулировании возбуждения различие напряжений генератора и сети не должно превышать 5 %
совпадение фаз этих напряжений (во всех случаях включения способом точной синхронизации следует стремиться к тому, чтобы угол между напряжением генератора и сети в момент включения не превышал 10°;
равенство частот включаемого генератора и работающего генератора или сети (отклонение не более 0,1%, причем предпочтительно, чтобы частота подключаемой машины превышала частоту сети на 0,05…0,1 Гц, что соответствует движению стрелки синхроноскопа по часовой стрелке с периодом 1 оборот за 20…10 с.
Первое условие обеспечивается путем регулирования тока возбуждения машины, а для выполнения второго и третьего условий необходимо изменение вращающего момента на ее валу, что достигается изменением, например, количества пара или воды, пропускаемых через турбину.
Выполнение условий точной синхронизации может быть осуществлено вручную или автоматически. При ручной синхронизации все операции по регулированию возбуждения и подгонке частоты выполняет дежурный персонал, а при автоматической синхронизации – автоматические устройства. При точной ручной синхронизации напряжения и частоты контролируются по установленным на щи- те управления двум вольтметрам и двум частотомерам, а сдвиг по фазе напряжений – по синхроноскопу. Последний позволяет не только уловить момент совпадения фаз напряжений, но также определить, вращается ли генератор быстрее или медленнее, чем работающие. Указанные приборы объединяют в так называемую «колонку синхронизации». Вольтметр и частотомер, относящийся к синхронизируемому генератору, подключают к его трансформатору напряжения, а вольтметр и частотомер, относящиеся к работающим генераторам (или сети), обычно подключают к трансформатору напряжения сборных шин станции. Синхроноскоп подключают одновременно к обоим трансформаторам напряжения.
При соблюдении всех вышеуказанных условий разность напряжений генератора и сети равна нулю, поэтому уравнительного тока между ними не возникает. Включение генератора в сеть при значительном неравенстве напряжений по величине и при большом угле δош расхождения по фазе вызовет появление уравнительного тока I"вкл и связанных с ним последствий. Особенно опасно включение генератора при несовпадении напряжений по фазе, так как именно фазовый сдвиг вызывает толчки тока статора и электромагнитного момента на валу. Влияние фазового сдвига на величину тока включения может быть проиллюстрировано векторной диаграммой (рис 2.15).
113919019685
Рис. 2.15. К определению допустимой угловой ошибки при синхронизации
Из векторной диаграммы видно, что при равенстве напряжений системы и генератора Uс = Eг = U
∆U=2∙U∙sinδош2;Iвкл"=∆Uxd"+xc,где хd,, - cверхпереходное индуктивное сопротивление генератора по продольной оси; xc – сопротивление системы.
При сдвиге 180° (включение в противофазу) ток Iвкл" значительно превышает ток короткого замыкания Iкз на выводах генератора:
Iвкл"=Uc+Erxd"+xc≫Iкз .Возникающий при этом момент вращения может в несколько раз превышать момент на валу генератора при коротком замыкании на его выводах. От этого могут разрушиться лобовые части обмотки статора или одна из обмоток трансформатора, через который генератор подключается к сети. Включение в противофазу может случиться при неисправности во вторичных цепях или при неправильном включении синхронизирующего устройства.
При значительной разности частот трудно безошибочно выбрать момент для включения генератора. Кроме того, если даже момент включения будет выбран удачно, то из-за большой начальной разности между синхронной скоростью и скоростью вращения ротора ротор генератора не успеет затормозиться и удержаться в синхронизме, что вызовет появление недопустимо больших колебаний тока статора и вращающего момента ротора. Поэтому при большой скорости вращения, а также при резких качаниях стрелки синхроноскопа включать генератор не допустимо.
Точной ручной синхронизации свойственны следующие недостатки:
сложность процесса включения из-за необходимости подгонки напряжения по модулю и фазе, а также частоты генератора;
большая длительность включения – от нескольких минут в нормальном режиме до нескольких десятков минут при авариях в системе, сопровождающихся изменением частоты и напряжения, когда особенно важно обеспечить быстрое включение генератора в сеть;
возможность механических повреждений генератора и первичного двигателя при включении агрегата с большим углом δош.
Во избежание механических повреждений ручная синхронизация выполняется
с автоматическим контролем синхронизма, который запрещает включение выключателя синхронизируемой машины при несоблюдении условий синхронизации. Ручная синхронизация при отключенной блокировке от несинхронного включения запрещается.
Способ самосинхронизации. При способе самосинхронизации (этот способ используется как дополнительный к основному) синхронизируемая машина с обмоткой возбуждения, замкнутой на гасительное сопротивление при отключенном АГП включается в сеть без возбуждения. Частота машины и частота сети должны при этом расходиться не более чем на 2% . Начальный ток включения (ток самосинхронизации Icc) определяется по формуле:
Icc=Ucxd"+xcи, следовательно, он меньше, чем при коротком замыкании на выводах машины, так как ток короткого замыкания в этом случае определится как
Ik=Erxd"Синхронизируемая машина возбуждается сразу же после включения в сеть и плавно (в течение 1…2 с.) входит в синхронизм.
Как видно, включение машины по способу самосинхронизации в первый момент эквивалентно короткому замыканию за сверхпереходным реактивным сопротивлением генератора. Остаточное напряжение на шинах, к которым подключается машина
Uвкл=Uc∙xd"+xдопxd"+xдоп+xc ,где xдоп – сопротивление блочного трансформатора (в блочной схеме) или реактора (при реактором пуске), приведенное к мощности генератора.
Именно вследствие понижения напряжения на шинах при самосинхронизации, этот способ нежелателен для синхронизации генераторов на электростанциях с общими сборными шинами генераторного напряжения. Для мощных блочных станций способ самосинхронизации допустим, однако выигрыш во времени по сравнению с пуском теплового блока исчезающе мал. Поэтому в настоящее время в нормальных условиях на всех электростанциях, как правило, применяется способ точной синхронизации, а самосинхронизация может применяется лишь в аварийных условиях, например после потери генератором возбуждения, при включении резервных гидрогенераторов, при трехфазном АПВ с самосинхронизацией генераторов и т.п.
2.2 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
Силовые трансформаторы, установленные на электростанциях и подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии одного напряжения в другое.
Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 25% ниже, расход активных материалов и стоимость на 20 – 25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Трехфазные трансформаторы на напряжение 220 кВ изготовляют мощностью до 1000 МВ∙А, на 330 кВ до 1250 МВ∙А. Предельная единичная мощность трансформаторов ограничивается массой, размерами, условиями транспортировки.
Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка.
По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы делят на двухобмоточные и трехобмоточные. Обмотки одного и того же напряжения, обычно низшего, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, индуктивно не связанных, изолированных друг от друга и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками. Обмотки высшего (ВН), среднего (СН) и низшего (НН) напряжения показаны на рисунке 2.16.
Широкое распространение трансформаторы с расщепленными обмотками НН получили в схемах питания потребителей собственных нужд (для повышения надежности электроснабжения) крупных ТЭС и АЭС с блоками мощностью 200-1200 МВт, а также на понижающих подстанциях (для ограничения токов короткого замыкания).
ВНА1
В1
С1
0
ВНА1
В1
С1
0
ВНА1
В1
С1
0

ННА2
0
А2
0
В2
С2
А3
0
В2
С2
А2
0
В2
С2
А3
0
В3
С3
НН
СН
С3
В3
НН1
НН2

а) б) в)
Рисунок 2.16 - Принципиальные схемы трансформаторов:
а) двухобмоточного б) трехорбмоточного
в) с расщепленными обмотками низкого напряжения.
К основным параметрам трансформатора относят: номинальные мощность, напряжение, ток, напряжение КЗ, ток ХХ, потери ХХ и потери КЗ.
Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.
Номинальная мощность для двухобмоточных трансформаторов – это мощность каждой обмотки. Трехобмоточные трансформаторы могут быть выполнены с обмотками как одинаковой, так и разной мощности. В последнем случае за номинальную мощность принимается наибольшая из номинальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.
За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность каждой из сторон, имеющих между собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»).
Номинальное напряжение обмоток – это напряжение первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора – это его линейное напряжение. Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, - это Uл3 .
Номинальными токами трансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная работа трансформатора. Номинальный ток любой обмотки трансформатора определяют по её номинальной мощности и номинальному напряжению.
Напряжение короткого замыкания uк (% или о.е.) - это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в последней проходит ток равный номинальному. Напряжение КЗ характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора и в относительных единицах равно ему.
В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах напряжение КЗ определяется для любой пары его обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Соответственно, в каталогах приводятся три значения напряжения КЗ: uк ВС-СН ,uк ВН-НН, uк СН-НН . Величина uк регламентируется в зависимости от напряжения для силовых трансформаторов от 5,5% при UТ=6,3 кВ; до 80% при UТ=6,3 кВ.
Увеличивая значение uк можно уменьшить токи КЗ на вторичной стороне трансформатора, но при этом значительно увеличивается потребляемая реактивная мощность и увеличивается стоимость трансформатора. Если, например, трансформатор 110 кВ, 250 МВ∙А выполнить с uк=20% вместо 10%, то расчетные затраты на него возрастут на 16%, а потребляемая реактивная мощность возрастет вдвое (с 2,5 до 5,0 МВ∙А).
Ток холостого хода Iх характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции.
Ток холостого хода выражается в процентах от номинального тока трансформатора.
Потери холостого хода Pх и короткого замыкания Pх определяют экономичность работы трансформатора. Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Для уменьшения их применяется электротехническая сталь с малым содержанием углерода и специальными присадками, холоднокатанная сталь с жаростойким изоляционным покрытием, а также шихтовка стали сердечника.
Потери короткого замыкания состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и элементах конструкции трансформатора. Добавочные потери вызваны магнитными полями рассеяния, создающими вихревые токи в крайних витках обмотки и в конструктивных элементах трансформатора. Для их снижения обмотки выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируется магнитными шунтами.
В современных конструкциях трансформаторов потери относительно небольшие. Например, в трансформаторе мощностью 250 МВ∙А, напряжением U=110 кВ потери электроэнергии составляют 0,43% от общего количества электроэнергии, пропущенной через трансформатор за год. Однако, в сетях энергосистем установлено большое количество трансформаторов малой и средней мощности, относительные потери в которых значительно больше, поэтому общие потери электроэнергии во всех трансформаторах страны весьма значительны. Важно для экономии электроэнергии совершенствовать конструкцию трансформаторов с целью дальнейшего уменьшения потерь электроэнергии (Pхи Pк).
Потери энергии в трансформаторах приводят к нагреву обмоток и магнитопровода, что ускоряет старение изоляции обмоток – бумаги, тканей, лаков и других материалов. Процесс старения ведет к изменению исходных электрических, механических и химических свойств материалов, то есть износу трансформатора.
Чтобы замедлить процесс износа трансформатора и увеличить одновременно передаваемую им мощность, используются охлаждающие устройства. Принято считать, что охлаждающее устройство масляного трансформатора (для силовых трансформаторов и автотрансформаторов в качестве охлаждающей жидкости используется трансформаторное масло) состоит из системы внутреннего охлаждения, обеспечивающей передачу теплоты от обмоток и магнитопровода охлаждающему маслу, и системы наружного охлаждения, обеспечивающей передачу теплоты от масла окружающей среде.
В электроэнергетических системах Украины на ЭС и п/станциях применяются трансформаторы с системами охлаждения М, Д, ДЦ, ДЦН, Ц.
Система охлаждения М применяются у трансформаторов сравнительно небольшой мощности напряжением, как правило, до 35 кВ. Баки таких трансформаторов гладкие с охлаждающими трубами или навесными трубчатыми охладителями (радиаторами). Каждый радиатор представляет собой самостоятельный узел, присоединенный своими патрубками к патрубкам бака. Между фланцами патрубков встроены плоские экраны, перекрывающие доступ масла в радиатор. Естественное движение нагретых и холодных слоев масла в трансформаторе происходит за счет разной их плотности, т.е. за счет гравитационных сил. В окружающую среду теплота передается конвенционными потоками воздуха у поверхности баков и радиаторов, а также излучением.
Система охлаждения Д применяется у трансформаторов средней мощности напряжением 35, 110 и 220 кВ. В ней используются навесные радиаторы обдуваемые вентиляторами. Вентиляторы устанавливаются на консолях, приваренных к стенке бака. Включение и отключение электродвигателей вентиляторов производится автоматически или вручную. Для автоматического управления используются термические сигнализаторы.
Система охлаждения ДЦ получила распространение для охлаждения мощных трансформаторов наружной установки напряжением 110 кВ и выше. Её особенность – применение масляновоздушных охладителей с принудительной циркуляцией масла и форсированным обдувом ребристых труб охладителей воздухом. Управление охладителем ДЦ автоматическое и ручное. Аппаратура управления смонтирована в специальных шкафах автоматического управления охлаждением трансформатора типа ШАОТ – ДЦ или ШАОТ – ДЦН (ДЦ – масляное охлаждение с дутьем и ненаправленной циркуляцией масла; ДЦН – то же, но с направленной циркуляцией масла).
Система охлаждения ДЦН – отличается от ДЦ только тем, что движение масла внутри трансформатора упорядочено: охлажденное масло подается по специальным трубам к определенным частям обмоток, в результате чего создается направленная циркуляция масла по охлаждающим каналам.
В системах охлаждения ДЦ и ДЦН схема автоматического управления обеспечивает:
включение основной группы охладителей при включении трансформаторов в сеть;
увеличение интенсивности охлаждения включением дополнительного охладителя при достижении номинальной нагрузки или заданной температуры масла в трансформаторе;
включение резервного охладителя при аварийном отключении работающего и др.
Шкафы управления охлаждением оборудованы постоянно включенной сигнализацией о прекращении циркуляции масла, остановке вентиляторов дутья, включении резервного охладителя, переключении питания двигателей системы охлаждения с основного источника на резервный (при исчезновении напряжения или его понижении в основной сети).
Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией типа Ц принципиально устроено так же, как система ДЦ, но в отличие от последней, охладители в системе Ц состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубами движется масло. Применяется для мощных трансформаторов наружной и внутренней установки. Она компактна, обладает высокой надежностью и тепловой эффективностью.
Для трансформаторов наружной установки охладители размещены в помещениях с положительной температурой. Предусматриваются меры, предотвращающие замерзание воды в маслоохладителях, насосах, водяных магистралях в зимнее время (например, слив воды из охладителей при отключении трансформатора, утепление охладителей и др.).

2.3 Особенности конструкции и режимы работы автотрансформаторов
Проходная и типовая мощность
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС (рисунок 2.17). Часть обмотки заключённая между В и С, называется последовательной, а между С и О общей.
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток IВ, который, создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток I0. Ток нагрузки вторичной обмотки IС складывается из тока IВ проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока I0, созданного магнитной связью этих обмоток:
IС=IВ+I0 , откуда I0=IС-IВ .
В


С
О
UC
UВ-UА

IC
Н
Н


Рисунок 2.17 - Схема однофазного автотрансформатора
Полная мощность, передаваемая АТ из первичной сети во вторичную, называется проходной. Если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток АТ, можно записать следующее выражение:
S=UB∙IB=UC∙IC .Преобразуя правую часть выражения, получаем:

S=UB∙IB=UB-UC+UC∙IB=UB-UC∙IB+UC∙IB ,где UB-UC∙IB=Sm- мощность, передаваемая магнитным путём из первичной обмотки во вторичную;
UC∙IB=Sэ-электрическая мощность, передаваемая из первичной обмотки во вторичную за счёт их гальванической связи, без трансформации.

Эта мощность не нагружает общей обмотки, потому что ток IB из последовательной обмотки проходит на вывод С минуя обмотку ОС.
В номинальном режиме проходная мощность является номинальной мощностью АТ (S=Sном), а трансформаторная мощность – типовой мощностью (Sm=Sтип).
Размеры магнитопровода, а, следовательно, его масса, определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности:
SтипSном=UB-UC∙IBUB∙IB=UB-UCUB=1-1NBC=Kвыг ,где: NBC=UBUС-коэффициент трансформации, выбирают NBC=1,8…2,5;
Kвыг-коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности.

Получаем, что чем ближе UB к UC, тем меньше Kвыг и меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Это означает, что размеры АТ, его масса, расход активных материалов, уменьшается по сравнению с трансформатором одинаковой номинальной мощности.
Например, при UB=330 кВ, UC=110 кВ, Kвыг=0,667, а при UB=550 кВ, UC=330 кВ, Kвыг=0,34. Наиболее целесообразно применение АТ при сочетаниях напряжений 220/110, 330/150, 500/220, 750/330.
Из схемы видно, что мощность последовательной обмотки:
Sn=UB-UC∙IB=Sтип.
мощность общей обмотки:
So=UC∙Io=UCIC-IB=UC∙IC1NBC=Sном∙Kвыг=Sтип Таким образом, обмотки и магнитопровод АТ рассчитываются на типовую мощность, которую иногда называют расчётной мощностью.
Какая бы мощность не подводилась к зажимам В и С, последовательную и общую обмотки загружать больше чем на Sтип нельзя. Этот вывод особенно важно помнить при рассмотрении комбинированных режимов работы АТ.
Третья обмотка АТ (обмотка НН) используется для питания нагрузки, для присоединения генераторов и синхронных компенсаторов (а в некоторых случаях служит лишь для компенсации токов третьих гармоник). Мощность обмотки НН - SHH не может быть больше Sтип , т. к. иначе размеры АТ будут определяться мощностью этой обмотки.
Режимы работы 3-х обмоточных АТ с ВН, СН и НН.
~
~
Iн=0
Sном

Sном

I0=IC-IВ
Iн=0
Sном
Sном

UC
ZC
I0=IC-IВ

Н
Н
СН ВН
ВН СН

а) б)
Рисунок 2.18 - Схемы автотрансформаторных режимов работы АТ
Возможна передача номинальной мощности Sном из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов
IC-IB=Kвыг∙IC ,а поэтому последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.
Трансформаторные режимы (рисунок 2.18 в, г).
Возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или ВН, причём обмотку НН можно загрузить не более чем на Sтип . Условие допустимости режима НН→ ВН или НН → СН:
Sнн=Sтип=Kвыг∙Sном .
Если происходит трансформация Sтип из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена.
В трансформаторном режиме передачи мощности из обмотки НН в ВН (рисунок 2.18 г), общая и последовательная обмотки загружены не полностью:

Iо=Iн=Kвыг∙SномUB=Kвыг∙IB ,поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность.
Комбинированные режимы (рисунок 2.18 д,е.)
~
Kвыг•Sном
Kвыг•Sном
Квыг•Iс
ZC
IB=0
НН→СН
НН→ВН
~
Kвыг•Sном
Sном•Квыг
ZB
Kвыг•Iв
IC=0


НН
~
~
СН
ВН


Iн (с)
Ic
Io
I (т)

НН
~
~
ВН
СН


Ic
Zc

I0(а)

в) г)


д)е)
Рисунок 2.18 Схемы трансформаторных и комбинированных режимов работы автотрансформаторов.
Передача мощности осуществляется автотрансформаторным путём ВН → СН и трансформаторным путём НН → СН (рисунок 2.18 д). Ток в последовательной обмотке:
,
где: - активная и реактивная мощности передаваемые из ВН в СН.

Нагрузка последовательной обмотки:

Отсюда видно, что даже при передаче номинальной мощности последовательная обмотка не будет перегружена. В общей обмотке токи автотрансформаторного и трансформаторных режимов направлены одинаково:
.
Нагрузка общей обмотки:
Подставляя значения токов и производя преобразования, получаем:
,
где: активная и реактивная мощности передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.
Т.о. комбинированный режим НН-СН, ВН-СН ограничивается загрузкой общей обмотки и может быть допущен при условии:

Если значения cos на стороне ВН и НН незначительно отличаются друг от друга то кажущиеся мощности можно складывать алгебраически и упрощается:
.
В комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН распределение токов показано на рисунке 2.18е. В общей обмотке ток АТ режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки:
,
где: активная и реактивная мощности на стороне СН,
Рнв, Qнв- на стороне НН.
Комбинированный режим НН-ВН, СН-ВН допустим, если
.
Если значения cos на стороне СН и НН незначительно отличаются друг от друга тогда формула упрощается
.
Возможны и другие комбинированные режимы передачи мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН. В этом случае направления токов в обмотках изменяются на обратные по сравнению с рис. 2.18д, е; но приведенные рассуждения и формулы останутся неизменными. Во всех случаях надо контролировать загрузку АТ, устанавливая трансформаторы тока (и амперметры) во всех обмотках. Допустимая нагрузка общей обмотки указывается в паспортных данных АТ. Выводы, сделанные для однофазного трансформатора справедливы и для трёхфазного трансформатора, схема которого представлена на рисунке 2.19. Обмотки ВН и СН соединяются в звезду с выведенной нулевой точкой, обмотки НН в треугольник. К особенностям конструкции АТ следует отнести необходимость глухого заземления нейтрали общей для обмотки ВН и СН.

Io
Ic
А2
В2
С2
А1
а3
в3
с3
В1
С1


Рисунок 2.19 Схема трехфазного автотрансформатора

Объясняется это следующим:
Если в системе с эффективно заземленной нейтралью включить понижающий АТ с незаземлённой нейтралью, то при замыкании на землю одной фазы в сети СН на последовательную обмотку этой фазы будет воздействовать полное напряжение вместо , напряжение выводов обмотки СН возрастёт примерно до , резко увеличится напряжение, приложенное к обмоткам неповреждённых фаз. Аналогично будет при подключении повышающего АТ.
Такие перенапряжения недопустимы, поэтому нейтрали всех АТ глухо заземляются. В этом случае заземления на линии со стороны ВН и СН не вызывают опасных перенапряжений, однако в системах ВН и СН возрастают токи однофазного КЗ.
Преимущества АТ по сравнению с трансформатором той же мощности.
Меньший расход меди, стали, изоляционных материалов.
Меньшая масса, меньшие габариты, что позволяет создавать АТ больших номинальных мощностей, чем трансформаторов.
Меньшие потери и большие КПД.
Более легкие условия охлаждения
Недостатки АТ.
Необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного КЗ.
Сложность регулирования напряжения.
Опасность перехода атмосферных перенапряжений вследствие электрической связи обмоток ВН и СН.
Включение трансформаторов на параллельную работу.
Параллельная работа трансформаторов, то есть включение их на одни сборные шины ВН и НН, а также СН возможна при:
равенстве их первичных и вторичных напряжений;
равенстве напряжений короткого замыкания;
одинаковом чередовании фаз;
равенстве номеров групп соединения обмоток.
У трансформаторов, имеющих разные номинальные напряжения или разные коэффициенты трансформации, напряжение на зажимах вторичных обмоток неодинаковы. При включении таких трансформаторов на параллельную работу в замкнутых контурах первичных и вторичных обмоток возникают уравнительные токи, обусловленные разностью вторичных напряжений.

где - разность вторичных напряжений трансформаторов.
- сопротивление первого и второго трансформаторов, определяемое по формуле

где uk% - напряжение КЗ трансформатора.
Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов возможно только при равенстве напряжений КЗ (% или о.е.). В эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонениями их на основном ответвлении не более чем на ±10%. Это допущение связано с технологией изготовления трансформаторов.
Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более 1 : 3, т.к. даже при небольших перегрузках трансформаторы меньшей мощности будут больше загружаться в процентном отношении и особенно, если они имеют меньшее uk (как правило так и есть). Поэтому при возрастании нагрузок целесообразно отключить трансформаторы меньшей мощности во избежание их недопустимой перегрузки.
U2
U
U1

Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений обмоток, невозможна, т.к. между вторичными обмотками одноименных фаз появится разность напряжений, обусловленная углом сдвига между векторами вторичных напряжений (рисунок 2.20).
Рисунок 2.20 – векторная диаграмма напряжений вторичных обмоток трансформаторов с разными группами соединений обмоток.
Уравнительный ток при этом определяется по формуле:

Нетрудно показать, что эти токи будут достигать значений, близких к токам КЗ.
Пример: при =600 получим , т.е. КЗ, (если ).
3. Общие вопросы энергетического оборудования3.1. Условия возникновения и горения дугиРазмыкание электрической цепи при наличии в ней тока сопровождается электрическим разрядом между контактами. Если в отключаемой цепи ток и напряжение между контактами больше, чем критические для данных условий, то между контактами возникает дуга, продолжительность горения которой зависит от параметров цепи и условий деионизации дугового промежутка. Образование дуги при размыкании медных контактов возможно уже при токе 0,40,5 А и напряжении 15 В.

Рис. 3.1. Расположение в стационарной дуге постоянного тока напряжения U(a) и напряженности Е(б).
В дуге различают околокатодное пространство, ствол дуги и околоанодное пространство (рис. 3.1). Все напряжение распределяется между этими областями Uк, Uсд, Uа. Катодное падение напряжения в дуге постоянного тока 1020 В, а длина этого участка составляет 10–410–5 см, таким образом, около катода наблюдается высокая напряженность электрического поля (105106 В/см). При таких высоких напряженностях происходит ударная ионизация. Суть ее заключается в том, что электроны, вырванные из катода силами электрического поля (автоэлектронная эмиссия) или за счет нагрева катода (термоэлектронная эмиссия), разгоняются в электрическом поле и при ударе в нейтральный атом отдают ему свою кинетическую энергию. Если этой энергии достаточно, чтобы оторвать один электрон с оболочки нейтрального атома, то произойдет ионизация. Образовавшиеся свободные электроны и ионы составляют плазму ствола дуги.

Рис. 3.2. Изменение тока и напряжения при гашении дуги переменного тока в цепи
с индуктивной нагрузкой.
Проводимость плазмы приближается к проводимости металлов [у= 2500 1/(Омсм)]/ В стволе дуги проходит большой ток и создается высокая температура. Плотность тока может достигать 10 000 А/см2 и более, а температура от 6000 К при атмосферном давлении до 18000 К и более при повышенных давлениях.
Высокие температуры в стволе дуги приводят к интенсивной термоионизации, которая поддерживает большую проводимость плазмы.
Термоионизация процесс образования ионов за счет соударения молекул и атомов, обладающих большой кинетической энергией при высоких скоростях их движения.
Чем больше ток в дуге, тем меньше ее сопротивление, а поэтому требуется меньшее напряжение для горения дуги, т. е. дугу с большим током погасить труднее.
При переменном токе напряжение источника питания ucд меняется синусоидально, так же меняется ток в цепи i (рис. 3.2), причем ток отстает от напряжения примерно на 90°. Напряжение на дуге uд, горящей между контактами выключателя, непостоянно. При малых токах напряжение возрастает до величины uз (напряжения зажигания), затем по мере увеличения тока в дуге и роста термической ионизации напряжение падает. В конце полупериода, когда ток приближается к нулю, дуга гаснет при напряжении гашения uг. В следующий полупериод явление повторяется, если не приняты меры для деионизации промежутка.
Если дуга погашена теми или иными способами, то напряжение между контактами выключателя должно восстановиться до напряжения питающей сети uвз (рис. 3.2, точка А). Однако поскольку в цепи имеются индуктивные, активные и емкостные сопротивления, возникает переходный процесс, появляются колебания напряжения (рис. 3.2), амплитуда которых Uв,max может значительно превышать нормальное напряжение. Для отключающей аппаратуры важно, с какой скоростью восстанавливается напряжение на участке АВ. Подводя итог, можно отметить, что дуговой разряд начинается за счет ударной ионизации и эмиссии электронов с катода, а после зажигания дуга поддерживается термоионизацией в стволе дуги.
3.1.2. Условия гашения дуги переменного токаВ коммутационных аппаратах необходимо не только разомкнуть контакты, но и погасить возникшую между ними дугу.
В цепях переменного тока ток в дуге каждый полупериод проходит через нуль (рис. 3.2), в эти моменты дуга гаснет самопроизвольно, но в следующий полупериод она может возникнуть вновь. Как показывают осциллограммы, ток в дуге становится близким нулю несколько раньше естественного перехода через нуль (рис. 3.3, а). Это объясняется тем, что при снижении тока энергия, подводимая к дуге, уменьшается, следовательно, уменьшается температура дуги и прекращается термоионизация. Длительность бестоковой паузы tп невелика (от десятков до нескольких сотен микросекунды), но играет важную роль в гашении дуги. Если разомкнуть контакты в бестоковую паузу и развести их с достаточной скоростью на такое расстояние, чтобы не произошел электрический пробой, то цепь будет отключена очень быстро.
Во время бестоковой паузы интенсивность ионизации сильно падает, так как не происходит термоионизации. В коммутационных аппаратах, кроме того, принимаются искусственные меры охлаждения дугового пространства и уменьшения числа заряженных частиц. Эти процессы деионизации приводят к постепенному увеличению электрической прочности промежутка uпр (рис. 3.3, б).
Резкое увеличение электрической прочности промежутка после перехода тока через нуль происходит главным образом за счет увеличения прочности околокатодного пространства (в цепях переменного тока 150250В). Одновременно растет восстанавливающееся напряжение uв . Если в любой момент uпр > uв промежуток не будет пробит, дуга не загорится вновь после перехода тока через нуль. Если в какой-то момент uпр = uв , то происходит повторное зажигание дуги в промежутке.

Рис. 3.3. Условия гашения дуги переменного тока:
а – погасание дуги при естественном переходе тока через нуль; б – рост электрической прочности дугового промежутка при переходе тока через нуль
Таким образом, задача гашения дуги сводится к созданию таких условий, чтобы электрическая прочность промежутка между контактами uпр была больше напряжения между ними uв.
Процесс нарастания напряжения между контактами отключаемого аппарата может носить различный характер в зависимости от параметров коммутируемой цепи. Если отключается цепь с преобладанием активного сопротивления, то напряжение восстанавливается по апериодическому закону; если в цепи преобладает индуктивное сопротивление, то возникают колебания, частоты которых зависят от соотношения емкости и индуктивности цепи. Колебательный процесс приводит к значительным скоростям восстановления напряжения, а чем больше скорость duв/dt, тем вероятнее пробой промежутка и повторное зажигание дуги. Для облегчения условий гашения дуги в цепь отключаемого тока вводятся активные сопротивления, тогда характер восстановления напряжения будет апериодическим (рис. 3.3, б).
3.1.3. Способы гашения дуги в коммутационных аппаратах до 1000 В
В коммутационных аппаратах до 1 кВ широко используются следующие способы гашения дуги:
Удлинение дуги при быстром расхождении контактов.
Чем длиннее дуга, тем большее напряжение необходимо для ее существования. Если напряжение источника питания окажется меньше, то дуга гаснет.
Деление длинной дуги на ряд коротких (рис. 3.4, а).Как показано на рис. 3.1, напряжение на дуге складывается из катодного Uк и анодного Uа падений напряжений и напряжения ствола дуги Uсд:
Uд=Uк+Uа+Uсд=Uэ+ Uсд .
Если длинную дугу, возникшую при размыкании контактов, затянуть в дугогасительную решетку из металлических пластин, то она разделится на N коротких дуг. Каждая короткая дуга будет иметь свое катодное и анодное падения напряжений Uэ. Дуга гаснет, если:
U<n Uэ ,
где U напряжение сети; Uэ сумма катодного и анодного падений напряжения (2025 В в дуге постоянного тока).
Дугу переменного тока также можно разделить на N коротких дуг. В момент прохождения тока через нуль околокатодное пространство мгновенно приобретает электрическую прочность 150250 В.
Дуга гаснет, если
U<(150–250)n.
Гашение дуги в узких щелях.
Если дуга горит в узкой щели, образованной дугостойким материалом, то благодаря соприкосновению с холодными поверхностями происходит интенсивное охлаждение и диффузия заряженных частиц в окружающую среду. Это приводит к быстрой деионизации и гашению дуги.

Рис. 3.4. Способы гашения дуги:
а – деление длинной дуги на короткие; б – затягивание дуги в узкую щель дугогасительной камеры; в – вращение дуги в магнитном поле; г – гашение дуги в масле: 1 – неподвижный контакт; 2 – ствол дуги; 3 – водородная оболочка; 4 – зона газа; 5 – зона паров масла; 6 – подвижный контакт
Движение дуги в магнитном поле.
Электрическая дуга может рассматриваться как проводник с током. Если дуга находится в магнитном поле, то на нее действует сила, определяемая по правилу левой руки. Если создать магнитное поле, направленное перпендикулярно оси дуги, то она получит поступательное движение и будет затянута внутрь щели дугогасительной камеры (рис. 3.4, б).
В радиальном магнитном поле дуга получит вращательное движение (рис. 3.4, в). Магнитное поле может быть создано постоянными магнитами, специальными катушками или самим контуром токоведущих частей. Быстрое вращение и перемещение дуги способствует ее охлаждению и деионизации.
Последние два способа гашения дуги (в узких щелях и в магнитном поле) применяются также в отключающих аппаратах напряжением выше 1 кВ.
3.1.4 Основные способы гашения дуги в аппаратах выше 1 кВ.В коммутационных аппаратах свыше 1 кВ применяются способы 2 и 3 описанные в п.п. 4.1.3. а также широко применяются следующие способы гашения дуги:
Гашение дуги в масле.
Если контакты отключающего аппарата поместить в масло, то возникающая при размыкании дуга приводит к интенсивному газообразованию и испарению масла (рис. 3.4, г). Вокруг дуги образуется газовый пузырь, состоящий в основном из водорода (7080 %); быстрое разложение масла приводит к повышению давления в пузыре, что способствует ее лучшему охлаждению и деионизации. Водород обладает высокими дугогасящими свойствами. Соприкасаясь непосредственно со стволом дуги, он способствует ее деионизации. Внутри газового пузыря происходит непрерывное движение газа и паров масла. Гашение дуги в масле широко применяется в выключателях.
Газовоздушное дутье.
Охлаждение дуги улучшается, если создать направленное движение газов дутье. Дутье вдоль или поперек дуги (рис. 3.5) способствует проникновению газовых частиц в ее ствол, интенсивной диффузии и охлаждению дуги. Газ создается при разложении масла дугой (масляные выключатели) или твердых газогенерирующих материалов (автогазовое дутье). Более эффективно дутье холодным неионизированным воздухом, поступающим из специальных баллонов со сжатым воздухом (воздушные выключатели).
Многократный разрыв цепи тока.
Отключение большого тока при высоких напряжениях затруднительно. Это объясняется тем, что при больших значениях подводимой энергии и восстанавливающегося напряжения деионизация дугового промежутка усложняется. Поэтому в выключателях высокого напряжения применяют многократный разрыв дуги в каждой фазе (рис. 3.6). Такие выключатели имеют несколько гасительных устройств, рассчитанных на часть номинального наРис. 3.5. Газовоздушное дутье:
а – продольное; б – поперечное
пряжения. Число разрывов на фазу зависит от типа выключателя и его напряжения. В выключателях 500750 кВ может быть 12 разрывов и более. Чтобы облегчить гашение дуги, восстанавливающееся напряжение должно равномерно распределяться между разрывами. На рис. 3.6 схематически показан масляный выключатель с двумя разрывами на фазу.
При отключении однофазного КЗ восстанавливающееся напряжение распределится между разрывами следующим образом:
U1/U2 = (C1+C2)/C1
где U1 ,U2 напряжения, приложенные к первому и второму разрывам; С1 – емкость между контактами этих разрывов; C2 – емкость контактной системы относительно земли.

Рис. 3.6. Распределение напряжения по разрывам выключателя: а – распределение напряжения по разрывам масляного выключателя; б – емкостные делители напряжения; в – активные делители напряжения.
Так как С2 значительно больше C1, то напряжение U1 > U2 и, следовательно, гасительные устройства будут работать в неодинаковых условиях. Для выравнивания напряжения параллельно главным контактам выключателя (ГК) включают емкости или активные сопротивления (рис. 3.6, б, в). Значения емкостей и активных шунтирующих сопротивлений подбирают так, чтобы напряжение на разрывах распределялось равномерно. В выключателях с шунтирующими сопротивлениями после гашения дуги между ГК сопровождающий ток, ограниченный по значению сопротивлениями, разрывается вспомогательными контактами (ВК).
Шунтирующие сопротивления уменьшают скорость нарастания восстанавливающегося напряжения, что облегчает гашение дуги.
Гашение дуги в вакууме.
Высокоразреженный газ (10-610-8 Н/см2) обладает электрической прочностью, в десятки раз большей, чем газ при атмосферном давлении. Если контакты размыкаются в вакууме, то сразу же после первого прохождения тока в дуге через нуль прочность промежутка восстанавливается и дуга не загорается вновь.
Гашение дуги в газах высокого давления.
Воздух при давлении 2 МПа и более обладает высокой электрической прочностью. Это позволяет создавать достаточно компактные устройства для гашения дуги в атмосфере сжатого воздуха. Еще более эффективно применение высокопрочных газов, например шестифторисгой серы SF6 (элегаз). Элегаз обладает не только большей электрической прочностью, чем воздух и водород, но и лучшими дугогасящими свойствами даже при атмосферном давлении.
3.1.5 Нагрузочная способность токоведущих проводников и аппаратовПри работе электроустановок в проводниках, контактных соединениях, металлоконструкциях (расположенных в переменных магнитных полях), в диэлектриках, в дугогасительных устройствах (при отключениях токов) возникают потери активной мощности, вследствие чего изоляция, проводники и аппараты нагреваются.
Различают два режима нагрева проводников и аппаратов: продолжительный (установившийся) при рабочих токах и кратковременный при токах кз. В соответствии с этим нормируют температуры нагрева в длительном режиме и при кз. Продолжительный режим может быть нормальным и утяжеленным. Под нормальным понимается режим наибольшей (максимальной) нагрузки по графику нагрузки, под утяжеленным режим, вызванный аварийным отключением оборудования, например увеличение нагрузки трансформатора при аварийном отключении параллельно работающего с ним другого трансформатора.
Нагрузочная способность токонесущих проводников (проводов воздушных линий электропередачи, шин РУ, кабельных линий) и аппаратов определяется максимальным рабочим током, при котором в установившемся режиме температура нагрева не превышает допустимую при нормированной температуре окружающей среды.
Допустимая температура нагрева токоведущих проводников и аппаратов при продолжительной работе устанавливается для того, чтобы обеспечить: экономически целесообразный срок службы изоляции; надежную работу контактных соединений; достаточную механическую прочность. Определяющими для нагрузочной способности являются первые два условия.
При нормировании нагрузочной способности токоведущих проводников и аппаратов, кроме допускаемой (наблюдаемой) температуры нагрева, нормируют допускаемые превышения температуры проводника или аппарата над температурой окружающей среды или нормируют температуру окружающей среды. Температуру окружающей среды (воздух) для электрических аппаратов обычно принимают близкой к максимально возможной для средней полосы России, а именно 35 °С (ГОСТ 8024–69); для кабелей, проложенных в земле, 15 °С; для неизолированных проводов, шин и кабелей, проложенных в воздухе (внутри зданий, в каналах), 25 °С.
Допускаемые в продолжительном режиме токи шин, проводов, кабелей и номинальные токи аппаратов, установленные на основании соответствующих расчетов и испытаний с учетом ГОСТ 8024–69, указаны в специальных каталогах или таблицах.
Правильный выбор номинального тока аппарата или допускаемого тока проводника гарантирует от опасных перегревов при продолжительной работе.
Для этого необходимо, чтобы ток утяжеленного режима в рассматриваемой цепи Iутв не превышал номинального тока аппарата и длительно допускаемого тока проводника в данной цепи:
Iдоп Iутв Iном .
Если температура окружающей среды 0 отличается от номинальной ном, то допускаемый ток для аппарата или проводника может быть определен из предположения, что тепловыделение пропорционально квадрату тока, а теплоотдача пропорциональна превышению температуры:
;
и
.
Отсюда получаем:
,
где доп допускаемая температура (наблюдаемая) для данного аппарата или проводника; k коэффициент теплоотдачи; F поверхность охлаждения; R сопротивление проводника.
Выбор сечений проводов, шин и кабелей производится по экономической плотности тока Jэк (А/мм2), которая определяется продолжительностью использования максимальной нагрузки, материалом и конструкцией проводников и задается Правилами устройств электроустановок:
,
где Iнорм – наибольший длительный ток нагрузки цепи в нормальном режиме работы.
Экономическое сечение Sэк дает наилучшее сочетание расхода металла и потерь электроэнергии в сети, тем самым обеспечивая наименьшие ежегодные расчетные затраты.
Сечение проводника, выбранное по Jэк, должно удовлетворять условию допустимого нагрева максимальным током в форсированном режиме работы в соответствии с (31), а также условиям термической и динамической стойкости.
3.1.6 Стойкость проводников и аппаратов при коротких замыканияхСпособность аппаратов, проводников и изоляторов противостоять электродинамическим и термическим воздействиям, возникающим при прохождении через них наибольших токов КЗ, называют соответственно электродинамической и термической стойкостью.
Электродинамическая стойкость определяется механическими напряжениями в материале проводников и изоляторов, которые не должны быть выше допускаемых напряжений, но последние нормируются по-разному, а именно:
для токоведущих шин
;
опорных изоляторов
;
аппаратов
,
где max, расч максимальное расчетное напряжение в материале шин, МПа; доп допускаемое напряжение в материале шин (для алюминия марки AT доп =70 МПа, стали доп=160 МПа); Fрасч расчетная электродинамическая сила, приложенная в головке изолятора, Н; Fразр минимальная разрушающая сила (нагрузка) на изгиб, Н (задается заводом-изготовителем); Iдин, max номинальный ток электродинамической стойкости аппарата, кА; Iуд, max ударный ток КЗ при повреждении в расчетной точке, кА.
Обычно для аппаратов Iдин, max задают заводы, а у петлевых и стержневых трансформаторов тока нормируется кратность электродинамической стойкости . Для выключателей по ГОСТ 687–70 нормируется сквозной предельный ток, определяемый начальным действующим значением его периодической составляющей Iп0.
Для расчета электродинамической стойкости шин необходимо, прежде всего, найти величины и выяснить характер действующих сил.
Если два параллельных тонких и прямолинейных проводника 1 и 2 расположены в одной плоскости на расстоянии а и обтекаются токами , то результирующая сила, действующая на участке проводника 1 длиной l (например между опорными изоляторами), будет равна:

где плюс берется при одинаковом направлении токов i1, i2 (сила стремится сблизить проводники), минус – при разном (сила стремится удалить проводники).
Соответственно этому при двухфазном КЗ () получаем
.
Наибольшие электродинамические силы действуют на среднюю фазу (расположение шин в одной плоскости) при трехфазном КЗ и поэтому принимаются за расчетные:
.
В последнем выражении множитель обусловлен фазовым сдвигом между взаимодействующими токами, а коэффициент формы kф учитывает геометрию проводников и их взаимное расположение. Его величина может быть больше или меньше единицы в зависимости от формы поперечного сечения шин и их взаимного расположения.
.
Если считать шину многопролетной балкой, лежащей на жестких опорах и подвергающейся воздействию равномерно распределенной статической нагрузки, то в этих условиях наибольший изгибающий момент, Нм действующий на шину, определяют по формуле
,
где W момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия силы, м3.
Сила, действующая на шины от начала КЗ до его отключения, переменна. Вместе с тем конструкция шин является механически упругой системой, обладающей собственной частотой колебаний. Если частота вынуждающей силы и собственная частота колебаний упругой системы будут близки или совпадут, то возникнут условия для механического резонанса, в результате которого напряжения в материале шин увеличатся и возможно разрушение конструкции.
Термическая стойкость. При КЗ с достаточной для практики точностью процесс нагрева можно принять адиабатическим:
,
где ik(t) функция, характеризующая изменение тока КЗ во времени; R сопротивление проводника при данной температуре ; C удельная теплоемкость проводника при данной температуре; G масса проводника.
Учитывая, что сопротивление проводника и его удельная теплоемкость являются функциями температуры:
,
где 0 и с0 удельные сопротивление и теплоемкость проводника при начальной температуре Н=0 С; и температурные коэффициенты сопротивления и теплоемкости; S, l, площадь поперечного сечения, длина и плотность проводника.
Разделяя переменные и интегрируя в требуемых пределах, получаем уравнение

которое позволяет определить конечную температуру проводника к при нагреве его током КЗ от начальной температуры н. Однако аналитическое решение этого уравнения сложно, и поэтому для распространенных проводниковых материалов построены зависимости значений второго интеграла от конечной температуры (при н=0), которые представлены на рис. 3.7

Рис. 3.7. Кривые для определения температуры нагрева токоведущих частей при КЗ
Первый интеграл, зависящий от тока КЗ и времени отключения tоткл, получил название импульса квадратичного тока КЗ В. Его приближенное значение может быть выражено через действующие значения полного тока и его составляющих:

где действующее значение полного тока КЗ в момент времени t; Iп,t действующее значение периодической составляющей; Iа,t – апериодическая составляющая.
Таким образом, импульс квадратичного тока КЗ равен сумме импульсов от периодической Bп и апериодической Bа составляющей.
Импульс от периодической составляющей можно определить графоаналитическим методом путем замены плавной кривой ступенчатой с ординатами, соответствующими средним значениям квадратов действующих значений токов для каждого интервала времени :
.
В тех случаях, когда место замыкания удалено от генераторов или требуется грубо (с завышением) оценить импульс от периодической составляющей, можно принять, что периодическая составляющая не затухает, т. е.
Импульс от апериодической составляющей тока КЗ равен:
.
При находим
.
Тогда конечная температура проводника будет равна
.
На рис. 3.7 откладываем по оси ординат н и по соответствующей кривой (точка а) находим Ан. Прибавляя к Ан (на оси абсцисс) величину B/S2, получаем Ан и отвечающую ей температуру проводника к (точка б на кривой).
Конечная температура при КЗ не должна быть выше допускаемой по условию сохранения изоляции или по условию механической прочности (для неизолированных проводников).
Условие термической стойкости проводника:
;
.
Термическую стойкость аппаратов принято характеризовать номинальным током термической стойкости Iтер при определенной длительности его прохождения, называемой номинальным временем термической стойкости tтер. Для проверки аппарата на термическую стойкость сопоставляют нормированное заводом изготовителем значение теплового импульса с расчетным. Условие термической стойкости аппарата формулируется в виде:
.
Методика расчета термической и динамической стойкости проводников и аппаратов боле подробно приведена в руководящих указаниях по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153–34.0–20.527–98.
4 Коммутационные аппараты 4.1. Коммутационные аппараты на напряжение до 1000 В
Коммутационные аппараты до 1000 В предназначены для коммутации электрических цепей в нормальном и аварийных режимах в одно-, двух- и трехфазных сетях переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 110, 220, 380 и 660 В.
К коммутационным аппаратам до 1000 В относятся: рубильники и переключатели, плавкие предохранители, контакторы, магнитные пускатели и автоматические выключатели.
4.1.1 Рубильники и переключателиРубильники предназначены для ручного включения и отключения электрических цепей постоянного и переменного тока напряжением до 500 В включительно и на номинальные токи до 10000 А.
Предельный ток, который может отключать рубильник, обычно меньше номинального. Для повышения предельного отключаемого тока рубильники снабжают дугогасительными камерами с дугогасительными решетками. В этом случае рубильники допускают отключение тока до (1–1,25) Iном.
Рубильник, не снабженный устройством для гашения дуги, служит для снятия напряжения – отключения цепи без тока и создания видимого разрыва.
По конструкции различают одно-, двух- и трехполюсные рубильники.
Привод рубильников может осуществляться при помощи центральной рукоятки, боковой рукоятки или дистанционно через систему рычагов. В установках собственных нужд электростанций наибольшее распространение получили рубильники с ручным рычажным приводом.
Для надежного отключения и предохранения ножей от обгорания рубильники выполняют с моментным отключением или с дугогасительными контактами. Моментное отключение достигается при помощи моментного ножа, связанного пружиной с параллельным главным ножом. При отключении сначала выходит главный нож и растягивает пружину. Скорость движения моментного ножа и раствор контактов определяются параметрами отключающей пружины. При использовании дугогасительных камер моментные ножи обычно не применяют.
Дугогасительные контакты используют в рубильниках постоянного тока при токах более 100 А и во всех рубильниках переменного тока, где скорость расхождения контактов и их раствор практически не влияют на условия гашения дуги. Эти контакты отключаются последними и служат для защиты главных контактов от обгорания.
Гашение дуги постоянного тока (до 75 А) происходит вследствие её механического растягивания. При больших токах гашение дуги осуществляется за счет ее перемещения электродинамическими силами взаимодействия. Чем короче нож, тем больше силы взаимодействия между дугой и деталями рубильника, что повышает отключающую способность рубильника.

Рис. 4.1 Внешний вид рубильника с функцией защиты (выключатель-предохранитель)
Гашение дуги переменного тока осуществляется за счет околокатодной электрической прочности (150250 В), имеющей место при переходе тока через нуль. Длина ножа в рубильниках переменного тока выбирается по механическим условиям.
Применение дугогасительных камер обеспечивает гашение дуги при отключении номинальных токов рубильниками постоянного тока 220 В и переменного тока 380 В. При напряжении 440 и 500 В отключаемые токи составляют 0,5 Iном.
Выключатели-предохранители предназначены для включения/ выключения нагрузки и защиты от коротких замыканий и перегрузок (рис. 4.1).
Выключатели-предохранители состоят из следующих частей:
трехполюсного основания, оснащенного пружинными контактными губками для присоединения кабелей;
основания с дугогасительными камерами и защитного экрана нижних контактов;
съемной блок-ручки с местом под плавкие вставки.
Переключатели предназначены для переключения электрических цепей.
Пакетные переключатели имеют малые габариты, удобны в монтаже; при переключении исключается выброс пламени и газов. Контактная система позволяет управлять одновременно большим количеством цепей. Такими переключателями разрешается отключать номинальные токи.
Пакетные выключатели не обеспечивают видимого разрыва цепи, поэтому в некоторых цепях необходимо устанавливать рубильники.
4.1.2 ПредохранителиПредохранитель это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение (рис. 4.2).
Процесс отключения состоит из нагревания вставки до температуры плавления и испарения вставки, возникновения электрической дуги и ее гашения с восстановлением изоляционных свойств промежутка,
В большинстве предохранителей отключение цепи происходит за счет расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим через нее током защищаемой цепи. После отключения цепи необходимо заменить перегоревшую вставку на исправную. Эта операция производится вручную или автоматически заменой всего предохранителя.
Предохранители характеризуются следующими показателями.
Номинальным током плавкой вставки, т. е. током, на который рассчитана плавкая вставка для длительной работы.
В один и тот же корпус предохранителя могут быть вставлены плавкие элементы на различные номинальные токи, поэтому сам предохранитель характеризуется номинальным током предохранителя (основания), который равен наибольшему из номинальных токов плавких вставок, предназначенных для данной конструкции предохранителя.
б
а

Рис. 4.2 Предохранитель серии ПР:
а разрез; б ампер-секундная характеристика; 1 фибровая трубка; 2 плавкая вставка; 3 латунная втулка; 4 болтовой контакт ножа с плавкой вставкой; 5 латунный колпачок; 6 медный контактный нож
Предохранители низкого напряжения изготовляют на токи от миллиампер до тысяч ампер и на напряжения 250, 500 и 660 В.
Предохранитель состоит из корпуса или несущей детали, плавкой вставки, контактного присоединительного устройства, дугогасительного устройства или дугогасительной среды (рис. 4.2, а).
Важнейшей характеристикой предохранителя является токазащитная или ампер-секундная характеристика предохранителя – зависимость времени перегорания плавкой вставки от тока (рис. 4.2, б).
Различают минимальный плавящий IПП,min и номинальный Iном токи плавкой вставки. Наибольший ток, при котором вставка не перегорает в течение 12 ч, называют минимальным плавящим током. Его значение зависит от сечения вставки, материала и ее длины, от конструкции предохранителя, окружающей температуры и обычно нормируется.
Номинальный ток плавкой вставки принимается в 1,31,4 раза меньше ее минимального плавящего тока для предотвращения отключения цепи при нестабильности ампер-секундной характеристики вставки вследствие окисления металла вставки, повышения переходного сопротивления контактов и др.
Плавкие вставки изготовляют из легкоплавких металлов и их сплавов – свинца (200327 °С), цинка (420 °С), а также из тугоплавких – меди (1080 °С), реже серебра (960 °С).
Для снижения электродинамических и термических воздействий на проводники и аппараты защищаемой цепи плавкая вставка должна перегорать в кратчайшее время до возрастания тока до ударного значения, т. е. должна ограничивать ток. Чем меньше время перегорания плавкой вставки и меньше ток при этом, т. е. чем круче ампер-секундная характеристика, тем выше токоограничивающее действие предохранителя.
Для сокращения времени плавления вставки ей придают плоскую специальную форму с несколькими суженными участками. При резком увеличении тока процесс нагрева вставки можно считать адиабатическим, т. е. без отдачи тепла, при этом вставка перегорает в одном или нескольких суженных местах. Для ускорения плавления используют также «металлургический эффект», который заключается в том, что на медные или серебряные проволоки вставки, обычно включенные параллельно, напаивают небольшие оловянные шарики. При расплаве легкоплавких шариков происходит растворение в них тугоплавкого металла вставки. После перегорания вставки возникает электрическая дуга, которая должна быть погашена за короткое время. Это зависит от конструкции предохранителя и способа гашения. В предохранителях с закрытыми разборными патронами из фибры без наполнителя (тип ПР) дуга гаснет за счет высокого давления (1000 Н/см2 и более) и свойств среды, возникающих в патроне при горении дуги и разложении фибры (50 % СО2, 40 % На). В предохранителях с наполнителем (обычно кварцевым песком) типа ПН дуга гаснет благодаря интенсивному охлаждению ствола дуги наполнителем и давлению, создаваемому дугой в узких каналах наполнителя.
Наибольший ток, который может отключить предохранитель без повреждений, называют предельным током отключения предохранителя.
Предохранители разборного типа без наполнителя способны отключать токи до 1020 кА при напряжении источника 220500 В, а с наполнителем – до 100 кА при напряжении сети 380 В.
Плавкие предохранители не имеют размыкающих контактов и приводов, поэтому их применяют в сочетании с простейшими отключающими аппаратами для оперативной коммутации цепей: рубильниками, контакторами и др.
Основные достоинства предохранителей – это простота и компактность конструкции, экономичность, а недостатки – необходимость замены перегоревшей вставки, невозможность автоматического повторного включения (АПВ) отключившегося присоединения, ограниченная селективность (избирательности) действия.
Рис. 4.3 Неразборный наполненный предохранитель
Предохранители насыпные типа ПН-2 (рис. 4.3) широко применяются для зашиты силовых цепей до 500 В переменного и 440 В постоянного тока и выполняются из фарфоровой трубки, квадратной снаружи и круглой внутри, трубка 1 имеет четыре резьбовых отверстия для винтов, с помощью которых крепится крышка 4 с уплотняющей прокладкой 5. Плавкая вставка 2 приварена электроконтактной точечной сваркой к шайбам врубных контактных ножей 3. Крышки с асбестовыми прокладками герметически закрывают трубку. Трубка заполнена сухим кварцевым песком 6. Плавкая вставка выполнена из одной или нескольких медных ленточек толщиной 0,150,35 мм и шириной до 4 мм. На вставке сделаны прорези 7, уменьшающие сечение вставки в 2 раза. Для снижения температуры плавления вставки используется металлургический эффект на полоски меди напаяны шарики олова 8. Температура плавления в этом случае не превышает 475 °С. Дуга возникает в нескольких параллельных каналах (в соответствии с числом вставок). Это обеспечивает наименьшее количество паров металла в канале между зернами кварца и наилучшие условия гашения дуги в узкой щели. Насыпные предохранители, так же как предохранители ПР, обладают токоограничивающим свойством.
Для уменьшения возникающих перенапряжений плавкая вставка имеет по длине прорези, причем их количество зависит от номинального напряжения предохранителя (из расчета 100150 В на участок между прорезями). Так как вставка сгорает в узких местах, то длинная дуга оказывается разделенной на ряд коротких дуг, суммарное напряжение на которых не превышает суммы катодных и анодных падений напряжения. Наполнителем в предохранителях ПН является чистый кварцевый песок (99 % SiO2). Вместо кварца может быть применен мел (СаСО3), иногда его смешивают с асбестовым волокном. При гашении дуги мел разлагается с выделением углекислого газа СО2 и СаО тугоплавкого материала. Реакция происходит с поглощением энергии, что способствует гашению дуги. Иногда применяют для засыпки гипс (СаSO4) и борную кислоту.
В насыпных предохранителях вместо фарфоровых трубок могут применяться трубки из стеклоткани, пропитанной теплостойкими лаками, из стеатита или литые из пластмасс или изоляционных смол.
4.1.3 КонтакторыКонтакторы – аппараты дистанционного действия, предназначенные для частых включений и отключений силовых электрических цепей при нормальных режимах работы. Для защиты от токов КЗ последовательно с контактором устанавливают плавкие предохранители или автоматические выключатели без дистанционного управления.
Контакторы изготовляются на токи 44000 А, напряжение 220, 440, 750 В постоянного и 380, 660 (1140) В переменного тока и допускают 6001500 включений в час. Некоторые специальные серии контакторов допускают до 14000 включений в час. Контакторы могут быть одно- двух- трех- или пятиполюсными.
Электромагнитные контакторы нашли широкое применение в электроустановках. Включение контактной системы в них осуществляется электромагнитом.
В зависимости от режима работы контакторы различаются по категориям применения: на переменном токе АС-1, АС-2, АС-З, АС-4, на постоянном токе ДС-1, ДС-2, ДС-З, ДС-4, ДС-5 (ГОСТ 11206-77E). Контакторы категории АС-1 рассчитываются на применение в цепях электропечей сопротивления и коммутируют только номинальный ток. Контакторы категории АС-2 рассчитываются на пуск электродвигателей с фазным ротором и коммутируют ток 2,5 Iном. Контакторы категории АС-З рассчитываются на пуск электродвигателей с короткозамкнутым ротором и на отключение вращающихся электродвигателей и коммутируют ток 610 Iном. Контакторы категории АС-4 рассчитываются на пуск электродвигателей с короткозамкнутым ротором и на отключение неподвижных или медленно вращающихся электродвигателей, они коммутируют токи 610 Iном.
Контакторы постоянного тока в зависимости от категории рассчитаны на коммутацию токов от Iном до 10 Iном.
Контакторы могут быть рассчитаны на работу в прерывисто-продолжительном, продолжительном, повторно-кратковременном или кратковременном режимах.
Контакторы не имеют устройств, реагирующих на перегрузки или КЗ. Эту функцию выполняют предохранители и автоматические выключатели, включаемые последовательно с контактором и защищающие цепь от перегрузок и КЗ. Электродинамическая и термическая стойкость контакторов не нормируется.
В отличие от автоматических выключателей контакторы не имеют механических устройств, запирающих контактор в положении «включено». Во включенном положении контактор удерживается электромагнитом.
Основными элементами контакторов являются: главные контакты, дугогасительное устройство, электромагнитная система и вспомогательные контакты.

Рис. 4.4. Электромагнитный контактор:
а – электрическая схема однополюсного контактора; б – условная конструктивная схема
На рис. 4.4, а показана схема управления однополюсным контактором. Главные контакты контактора КМ включены в цепь двигателя М, а катушка в цепь управления последовательно с кнопками управления SB1, SB2 и вспомогательными контактами SQ.
На конструктивной схеме (рис. 4.4, б) контактор изображен в момент отключения, когда напряжение с катушки 15, установленной на сердечнике 14, снято и подвижная система под действием пружины 11 пришла в нормальное положение. Дуга, возникшая между контактами 2 и 7, гасится в камере 5 с изоляционными перегородками 4. Втягивание дуги в камеру происходит за счет магнитного поля, созданного магнитной системой, состоящей из катушки 16, включенной последовательно в главную цепь, стального сердечника 1 и полюсных наконечников 17. На выходе из камеры установлена пламегасительная решетка 3, препятствующая выходу ионизированных газов за пределы камеры.
Управление контактором может осуществляться с помощью кнопок, рубильников, реле, ключей управления.
Для включения контактора подается напряжение на зажимы катушки 13 путем нажатия кнопки SB1. В катушке создается магнитный поток, притягивающий якорь 10 к сердечнику. На якоре укреплен подвижный контакт 7, который после соприкосновения с неподвижным контактом 2 скользит по его поверхности, разрушая пленку окислов на поверхности контактов. Нажатие в контактах создается пружиной 8. Контактные накладки 6 из серебра обеспечивают минимальное переходное сопротивление. В некоторых случаях накладки выполняются из дугостойкой металлокерамики. Контактор удерживается во включенном положении своей катушкой. После включения контактора замыкаются вспомогательные контакты 12 (SQ), шунтирующие кнопку SB1, поэтому размыкание пусковой кнопки не разрывает цепь катушки 15 (КМ).
На якоре 10 предусмотрена немагнитная прокладка из латуни 9, которая уменьшает силу притяжения, обусловленную остаточной индукцией в сердечнике. Таким образом, при снятии напряжения с катушки 15 якорь не «залипает». При значительном снижении напряжения в цепи управления, а также при его исчезновении контактор автоматически отключается.
Для отключения контактора достаточно нажать на кнопку SB2, которая разомкнет цепь питания катушки 15.
Защита электродвигателя в рассмотренной схеме осуществляется автоматическим выключателем QF. К электромагнитным контакторам общепромышленных серий относятся следующие типы: переменного тока КТ, КТП, КТВ; постоянного тока КП, КПВ, КПД; постоянного и переменного тока КМ, РПК, КН.
Широко применяется контактор поворотного типа серии КТ6000 с щелевыми камерами и магнитным дутьем и КТ7000 с дугогасительными решетками для тяжелых режимов работы в цепях переменного тока (категории АС-З, АС-4).
На рис. 4.13 показана конструктивная схема контактора КТ6000. На металлической рейке 14 крепятся узлы неподвижных контактов 12 вместе с системами магнитного дутья катушкой 10, сердечником 9, боковыми стальными пластинами 2 и дугогасительными камерами 3. На рейке 14 установлен сердечник электромагнита, неподвижная часть вспомогательных контактов 1 и крепятся опоры подшипников 5 для главного вала 6. Наружная часть вала 8 изолирована, на нем установлены подвижные контакты 11 с контактными пружинами 13 и гибкими связями 7 (три полюса), подвижная часть вспомогательных контактов 1 и якорь электромагнита 4. Работа контактора происходит так, как было описано выше. Контакторы этой серии выпускаются на напряжение 380 и 660 В на токи 1001000 А, допускают до 1200 включений в час, ток включения при номинальном напряжении до 8 Iном. Контакторы серии КМ2000 изготовляются постоянного тока 220 В до 350 А и переменного тока 380 В до 600 А. Главные контакты мостиковые, дугогасительная камера с магнитным дутьем. Катушка электромагнита в этих контакторах питается от сети постоянного тока или выпрямленным напряжением от выпрямителя, собранного на полупроводниковых диодах по однофазной мостовой схеме.

Рис. 4.4. Конструктивная схема контактора КТ-6000
Для гашения дуги в контакторах используются решетки с пластинами из меди и изоляционного дугостойкого материала.
Эта система обеспечивает быстрое гашение дуги, что способствует малому износу контактов. Кроме главных контактов контактор имеет несколько вспомогательных блок-контактов для согласования работы с другими аппаратами.
Основные технические данные контакторов:
1)номинальный ток главных контактов (ток прерывисто-продолжительного режима работы);
2)предельный отключаемый ток;
3)номинальное напряжение;
4)механическая износостойкость (определяется числом включений – отключений контактора без ремонта и замены его узлов. Ток в цепи при этом равен нулю. В современных контакторах механическая износостойкость равна (10–20)106 операций);
5) электрическая износостойкость (определяется числом включений и отключений цепи с током, после которых требуется замена износившихся контактов. В современных контакторах электрическая износостойкость равна 2–3 млн операций);
6) допустимое число включений в час;
7) собственное время включения (состоит из времени нарастания потока до значения потока трогания и времени движения якоря);
8) собственное время отключения (время с момента обесточивания электромагнита до размыкания контактов).
4.1.4 Магнитные пускателиПускатель это коммутационный аппарат, предназначенный для пуска останова и защиты электродвигателей.
Магнитные пускатели состоят из электромагнитного контактора, встроенных тепловых реле и вспомогательных контактов. Наиболее распространенными сериями являются ПМБ, ПМА, ПА. Пускатели могут быть реверсивными и нереверсивными, в открытом, защищенном и пылебрызгонепроницаемом исполнении, с тепловыми реле и без них. Магнитные пускатели применяются для управления электродвигателями переменного тока напряжением до 660 В, мощностью до 75 кВт.

Рис. 4.6 Магнитный пускатель серии ПАЕ:
а – электрическая схема; б – конструктивная схема
Электрическая и конструктивная схема магнитного пускателя серии ПАЕ показана на рис. 4.6. При нажатии кнопки SB1 подается питание в катушку контактора КМ(5) через размыкающиеся контакты тепловых реле KST1, KST2 и кнопку SB2. Якорь электромагнита 6 притягивается к сердечнику 4, вращаясь вокруг оси O1. При этом неподвижные контакты 2 замыкаются подвижным контактным мостиком 8. Нажатие в контактах обеспечивается пружиной 9. Одновременно замыкаются вспомогательные контакты SQ (рис. 4.6, а), которые шунтируют кнопку SB1. При перегрузке электродвигателя срабатывают оба или одно тепловое реле 11, цепь катушки размыкается контактами KST1 и KST2. При этом якорь 6 больше не удерживается сердечником и под действием собственной массы и пружины 7 подвижная система переходит в отключенное положение, размыкая контакты. Двукратный разрыв в каждой фазе и закрытая камера 10 обеспечивают гашение дуги без специальных устройств. Точно так же происходит отключение пускателя при нажатии кнопки SB2.
Амортизирующая пружина 3 предохраняет подвижную часть от резких ударов при включении. Все детали пускателя крепятся на металлическом основании 1.
Для защиты электродвигателя от КЗ в цепь включены предохранители (F). Магнитный пускатель защищает двигатель от перегрузки с помощью тепловых реле и отключает его при снижении напряжений до 50 – 60 % Uн.
При перегрузке электродвигателя элементы тепловых реле нагревают биметаллическую пластину, изготовленную из сплавов, имеющих разные коэффициенты линейного расширения, которые при нагрузке изгибаются и размыкают цепь катушки. Магнитные пускатели не предназначены для разрыва цепи при коротком замыкании, поэтому последовательно с ними устанавливаются предохранители.
4.1.5 Автоматические выключателиАвтоматический выключатель предназначен для коммутации цепей при аварийных режимах, а также нечастых (от 6 до 30 в сутки) оперативных включений и отключений электрических цепей (ГОСТ 9098–78Е).
Автоматические выключатели обычно выполняют функции защитных аппаратов при коротких замыканиях или перегрузках (автоматические выключатели максимального тока), снижении или исчезновении напряжения (автоматические выключатели минимального напряжения), изменении направления передачи мощности или тока (автоматические выключателя обратного тока или обратной мощности). Независимо от выполняемых функции автоматические выключатели подразделяются по собственному времени срабатывания tс.в (времени с момента подачи команды до начала размыкания контактов) на нормальные tc.в=0,02–0,1 с), селективные (tc.в регулируется до 1с) и быстродействующие, обладающие токоограничивающим эффектом (tс.в не более 0,05 с).
Собственное время срабатывания зависит от конструкции механизма размыкания автоматического выключателя, силы отключающих пружин, массы подвижной системы и пути перемещения этой массы до момента начала размыкания контактов.
В отдельную группу выделяют автоматы гашения поля генераторов (АГП).
Автоматические выключатели изготовляют на номинальные токи до 6000 А, а отдельные серии до 2000030000 А и на номинальные напряжения до 660 В переменного тока. Быстродействующие автоматические выключатели изготовляют на номинальное напряжение до 3300В постоянного тока. Отключающая способность автоматических выключателей достигает 200300 кА.
Автоматические выключатели выполняются одно-, двух-, трехполюсными и имеют следующие конструктивные узлы.
Контактная система может быть трехступенчатой (с главными, промежуточными и дугогасительными контактами), двухступенчатой (с главными и дугогасительными контактами) и при использовании металлокерамики одноступенчатой. Дугогасительная система может состоять из камер с узкими щелями или из камер с дугогасительными решетками.
Комбинированные дугогасительные устройства щелевые камеры в сочетании с дугогасительной решеткой применяют для гашения дуги при весьма больших токах (рис. 4.7).
Автоматические выключатели изготовляют с ручным и двигательным приводом, в стационарном или выдвижном исполнении.
Привод автоматического выключателя служит для включения и автоматического отключения, может быть ручным непосредственного действия и дистанционным (электромагнитным, пневматическим и др.).
Автоматические выключатели имеют реле прямого действия, называемые расцепителями.
Расцепители это электромагнитные или термобиметаллические элементы, служащие для отключения автоматического выключателя через механизм свободного расцепления при КЗ, перегрузках и исчезновении напряжения в первичной цепи.
Механизм свободного расцепления состоит из рычагов, защелок, коромысел и отключающих пружин и предназначен для отключения автоматического выключателя, а также для устранения повторного включения автоматического выключателя на короткое замыкание при длительно существующей команде на включение.
Отключение может происходить без выдержки времени или с выдержкой. По собственному времени отключения tс.в (промежуток от момента, когда контролируемый параметр превзошел установленное для него значение, до момента начала расхождения контактов) различают нормальные выключатели (tс.в = 0,02–1 с), выключатели с выдержкой времени (селективные) и быстродействующие выключатели (tс.в < 0,005 с).

Рис. 4.7 Схематический разрез автоматического выключателя серии A3100:
1 основание; 2 крышка; 3 шина; 4 неподвижный контакт; 5 подвижного контакт; 6 медная пластина; 7 гибкие проводники; 8 шины; 9-11 токовые расцепители максимального действия; 12 токовые расцепители теплового действия; 13 изолированный валик или изоляционная траверса; 14–16 рычаги механизма свободного расцепления; 17 рукоятка; 18 камера с дугогасительной решеткой; 19 отключающая пружина;
20 защелка
Нормальные и селективные автоматические выключатели токоограни- чивающим действием не обладают. Быстродействующие выключатели, так же как предохранители, обладают токоограничивающим действием (см. рис. 4.7), так как отключают цепь до того, как ток в ней достигнет значения Iу.
Селективные автоматические выключатели позволяют осуществить селективную защиту сетей путем установки автоматических выключателей с разными выдержками времени: наименьшей у потребителя и ступенчато возрастающей к источнику питания.
Автоматический выключатель может быть снабжен коммутатором, имеющим вспомогательные контакты, которые используются в цепях управления, блокировки и сигнализации автоматического выключателя.
Выключатель рассчитан на коммутацию предельно отключаемых и включаемых токов в цикле операций О-П-ВО-П-ВО при номинальном напряжении. Здесь О отключение, П пауза ( <= 180 с), ВО включение, отключение.
4.1.6 Устройство защитного отключенияУЗО-Д коммутационный аппарат или совокупность элементов, которые при достижении (превышении) дифференциальным током заданного значения при определенных условиях эксплуатации должны вызвать размыкание контактов.
Применение УЗО целесообразно и оправдано по социальным и экономическим причинам в электроустановках всех возможных видов и самого различного назначения.
УЗО применяется для комплектации вводно-распределительных устройств (ВРУ), распределительных щитов (РЩ), групповых щитков (квартирных и этажных), устанавливаемых в общественных зданиях, жилых зданиях, административных зданиях, производственных помещениях, а также для защиты отдельных потребителей электроэнергии.
Затраты на установку УЗО несоизмеримо меньше возможного ущерба – гибели и травм людей от поражения электрическим током, возгораний, пожаров произошедших из-за неисправностей электропроводки и электрооборудования и их последствий.
Исключение составляют электроустановки, не допускающие по технологическим причинам перерыва в электроснабжении. В таких установках для защиты людей от поражения электрическим током должны применяться другие электрозащитные меры.
Функционально УЗО можно определить как быстродействующий защитный выключатель, реагирующий на дифференциальный ток в проводниках, подводящих электроэнергию к защищаемой электроустановке.
Основные функциональные блоки УЗО представлены на рис. 4.8.
Важнейшим функциональным блоком УЗО является дифференциальный трансформатор тока 1. В абсолютном большинстве УЗО, производимых и эксплуатируемых в настоящее время во всем мире, в качестве датчика дифференциального тока используется именно трансформатор тока. В литературе по вопросам конструирования и применения УЗО этот трансформатор иногда называют трансформатором тока нулевой последовательности (ТТНП), хотя понятие «нулевая последовательность» применимо только к трехфазным цепям и используется при расчетах несимметричных режимов многофазных цепей.
Пусковой орган (пороговый элемент) 2 выполняется, как правило, на чувствительных магнитоэлектрических реле прямого действия или электронных компонентах. Исполнительный механизм 3 включает в себя силовую контактную группу с механизмом привода.
В нормальном режиме, при отсутствии дифференциального тока тока утечки, в силовой цепи по проводникам, проходящим сквозь окно магнитопровода трансформатора тока 1, протекает рабочий ток нагрузки. Проводники, проходящие сквозь окно магнитопровода, образуют встречно включенные первичные обмотки дифференциального трансформатора тока. Если обозначить ток, протекающий по направлению к нагрузке, как I1, а от нагрузки как I2, то можно записать равенство:
I1 = I2.
Равные токи во встречно включенных обмотках наводят в магнитном сердечнике трансформатора тока равные, но векторно встречно-направленные магнитные потоки Ф1 и Ф2. Результирующий магнитный поток равен нулю, ток во вторичной обмотке дифференциального трансформатора также равен нулю.
Пусковой орган 2 находится в этом случае в состоянии покоя.
При прикосновении человека к открытым токопроводящим частям или к корпусу электроприемника, на который произошел пробой изоляции, по фазному проводнику через УЗО кроме тока нагрузки I1 протекает дополнительный ток ток утечки (I), являющийся для трансформатора тока дифференциальным (разностным).
Неравенство токов в первичных обмотках (I1 + I в фазном проводнике и I2, равный I1, в нейтральном проводнике) вызывает неравенство магнитных потоков и, как следствие, возникновение во вторичной обмотке трансформированного дифференциального тока. Если этот ток превышает значение уставки порогового элемента пускового органа 2, последний срабатывает и воздействует на исполнительный механизм 3.
Исполнительный механизм, обычно состоящий из пружинного привода, спускового механизма и группы силовых контактов, размыкает электрическую цепь. В результате защищаемая УЗО электроустановка обесточивается.
Для осуществления периодического контроля исправности (работоспособности) УЗО предусмотрена цепь тестирования 4. При нажатии кнопки «Тест» искусственно создается отключающий дифференциальный ток. Срабатывание УЗО означает, что оно в целом исправно.

Рис. 4.8 Структура УЗО
По условиям функционирования УЗО подразделяются на следующие типы: АС, А, В, S, G.
УЗО типа АС устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток, возникающий внезапно либо медленно возрастающий.
УЗО типа А устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток и пульсирующий постоянный дифференциальный ток, возникающие внезапно либо медленно возрастающие.
УЗО типа В устройство защитного отключения, реагирующее на переменный, постоянный и выпрямленный дифференциальные токи.
УЗО типа S устройство защитного отключения, селективное (с выдержкой времени отключения).
УЗО типа G то же, что и типа S, но с меньшей выдержкой времени.
4.2 Коммутационные аппараты на напряжение выше 1000 ВВысоковольтные выключатели (включая их приводы) предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением от 6 до 750 кВ включительно (ГОСТ 687–78).
Выключатели должны эксплуатироваться в условиях предусмотренных климатическим исполнением и категорией размещения по ГОСТ 15150–69, и удовлетворять в части воздействия климатических факторов внешней среды требованиям ГОСТ 1515069 и ГОСТ 15543.1–89. Для маломасляных, воздушных, генераторных, элегазовых и электромагнитных выключателей климатического исполнения У, категории размещения 3 нижнее значение рабочей температуры окружающего воздуха принимается равным минус 25 °С.
Выключатели предназначены для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м, за исключением выключателей на номинальное напряжение 750 кВ, предназначенных для работы на высоте до 500 м.
Выключатель должен выполнять следующие механические операции и циклы операций при условиях, указанных ниже, с характеристиками работы механизма выключателя, обеспечивающими нормированные параметры коммутационной способности выключателя:
а) включение (В);
б) отключение (О);
в) включение-отключение (ВО), в том числе без преднамеренной выдержки времени В и О;
г) отключение-включение (ОВ) при любой бесконтактной паузе;
д) отключение-включение-отключение (ОВО).
Конструкция выключателя, прежде всего, определяется способом гашения дуги. По этому признаку современные включатели можно разделить на следующие группы:
1. Масляные выключатели – гашение дуги происходит в масле: баковые (с большим объемом масла, которое служит также изоляцией) и маломасляные или горшковые (с малым объемом масла, являющимся только дугогасящей средой).
2. Воздушные выключатели – гашение дуги осуществляется сжатым воздухом, запасенным в резервуаре выключателя.
3. Автогазовые выключатели – гашение дуги осуществляется газами, которые выделяются из стенок камер под действием высокой температуры дуги.
4. Выключатели со сжатым элегазом – гашение дуги происходит под давлением (в среде шестифтористой серы – SF6).
5. Электромагнитные выключатели – гашение дуги осуществляется при помощи магнитного дутья в различных камерах.
6. Вакуумные выключатели – гашение дуги происходит в вакууме.
4.2.1 Многообъемные масляные выключателиВ многообъемных масляных выключателях дугогасительные устройства полюсов помещены в заземленный бак, заполненный маслом, которое используется в качестве газогенерирующего вещества, а также для изоляции контактной системы от заземленного бака, рис. 4.9.
Выключатель предназначен для наружной установки. Каждому полюсу соответствует особый бак цилиндрической формы с расширяющейся верхней частью, приспособленный для установки проходных изоляторов и трансформаторов тока. Внутренняя поверхность бака выложена изоляционным материалом. К нижним фланцам изоляторов прикреплены дугогасительные камеры с шунтирующими резисторами. Подвижные контакты укреплены на траверсе, приводимой в движение приводом с помощью изоляционной штанги и системы рычагов. В положении «включено» траверса находится в верхнем положении, контакты замкнуты, механизм выключателя заперт. В процессе отключения подвижная система освобождается и под действием отключающих пружин перемещается вниз. Контакты размыкаются, и дуга гасится. В положении «отключено» контактная траверса находится внизу, несколько выше днища бака. Здесь расположено устройство для подогрева масла в зимнее время.

Рис. 4.9 Устройство бакового выключателя со свободным гашением дуги
Баки залиты маслом. Под крышками остается некоторый объем воздуха, который при сильном газообразовании вытесняется вместе с газами наружу через газоотводную трубу. Слой масла над гасительными камерами должен быть достаточным, чтобы обеспечить надежное охлаждение газов, образующихся в процессе отключения, до соприкосновения их с воздухом под крышкой во избежание воспламенения.
Газы, выбрасываемые из гасительных устройств при отключении тока КЗ, сообщают слою масла, находящемуся над ними, кинетическую энергию. Масло ударяется в крышку бака. Скорость масла в момент удара достигает 1020 м/с, а сила, направленная вверх, достигает 150 кН. При последующем падении масла возникает сила, направленная вниз, которая составляет 300 кН. Она воспринимается фундаментом.
Масса выключателя (три полюса) без масла составляет 28 т, а масса масла – 27 т. Выключатель подлежит установке на бетонном основании высотой 0,50,8 м над уровнем земли. Незащищенные токоведущие части находятся на недоступной высоте и не представляют опасности для людей, обслуживающих установку. Три полюса управляются общим электромагнитным или пневматическим приводом.
Для доступа к контактной системе в стенках баков предусмотрены лазы достаточного размера, плотно закрывающиеся крышками на болтах.
Большой объем масла затрудняет доступ к контактной системе и увеличивает время, необходимое для ремонта.
4.2.2 Маломасляные выключателиПринцип работы маломасляного выключателя основан на гашении электрической дуги, возникающей при размыкании контактов, потоком газо-масляной смеси, которая образуется в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры электрической дуги. Этот принцип работы дугогасительного устройства хорошо зарекомендовал себя при эксплуатации выключателей.
В маломасляных выключателях трансформаторное масло используется в основном для гашения электрической дуги. Выключатели имеют малые размеры, малую массу, достаточно высокие технические данные. Это определило их широкое применение при номинальном напряжении до 35 кВ в сборных распредустройствах, комплектных распредустройствах для внутренней ( КРУ ) и наружной установок ( КРУН ).
Маломасляные выключатели по конструктивным особенностям можно разбить на следующие основные четыре группы:
подвесного типа (серии ВМП-10). Номинальный ток до 3150 А, номинальный ток отключения до 31,5 кА, номинальное напряжение 10 кВ;
колонкового типа (серии ВК-10). Номинальный ток до 3150 А номинальный ток отключения до 31,5 кВ, номинальное напряжение 10 кВ;
горшкового типа для генераторов (серии МГГ). Номинальный ток до 11 200 А, номинальный ток отключения до 90 кА, номинальное напряжение до 20 кВ;
выключатели для наружных установок серий ВМУЭ-35, ВМТ-110 и ВМТ-220.
Номинальное напряжение до 220 кВ, номинальный ток до 2000 А, номинальный ток отключения 40 кА.
Рассмотрим конструкцию маломасляных выключателей на примере выключателя ВМП.
Разрез полюса выключателя показан на рис. 4.10.
Каждый полюс выключателя состоит из прочного влагостойкого цилиндра, на концах которого заармированы металлические фланцы 2 и 9. Внутри корпуса 4 из алюминиевого сплава, укрепленного на верхнем фланце, размещен приводной механизм, подвижный контактный стержень, роликовое токосъемное устройство и маслоотделитель.
Корпус механизма сверху закрыт крышкой из изоляционного материала, имеющей канал для соединения внутренней полости цилиндра с атмосферой и отверстие для заливки масла, закрытое пробкой. Нижний фланец снизу закрыт крышкой из меди, внутри которого расположен неподвижный розеточный контакт, а снаружи маслоспускательная пробка. К крышке с помощью болтов крепится токоведущая шина.
Конструкция нижнего фланца позволяет создать воздушную подушку при залитом трансформаторным маслом цилиндре выключателя. Подушка выполняет роль амортизатора при повышении давления в нижней части цилиндра в момент горения электрической дуги.
При входе контактного стержня в розетку, сегменты, из которых состоит контакт, расходятся, сжимая контактные пружины тем самым обеспечивается так называемый ход в контактах.
Внутри изоляционного цилиндра 14 над розеточным контактом расположена дугогасительная камера. Дугогасительная камера выполняется в двух вариантах. Набирается она из чередующихся гетинаксовых и фибровых пластин. Чтобы предотвратить возможность загорания дуги между подвижными стержнями и стенками нижнего фланца, внутри последнего находится изоляционный распорный цилиндр. Этот цилиндр одновременно удерживает дугогасительную камеру от смещения.
Во включенном положении подвижный стержень находится в розеточном контакте. При отключении выключателя контактный стержень выходит из розеточного контакта и в этот момент загорается электрическая дуга. Под действием высокой температуры дуги трансформаторное масло газогенерирует.

Рис. 4.10. Разрез полюса выключателя ВМП–10:
а – положение «отключено»; б – положение «включено»; в – процесс отключения; 1 – нижний вывод и крышка выключателя; 2 – неподвижный контакт; 3 – воздушная подушка; 4 – гасительная камера; 5 – изоляционный цилиндр; 6 – верхний вывод; 7 – роликовый токосъёмный контакт; 8 – маслоотделяющее устройство; 9 – крышка; 10 – приводной механизм; 11 – направляющий стержень; 12 – подвижный контакт; 13 – маслоуказатель
В связи с тем что в начале размыкания контактов поперечные каналы еще перекрыты контактным стержнем, давление в камере повышается, и воздушная подушка в амортизационной камере сжимается. При дальнейшем движении контактного стержня освобождаются поперечные каналы и находящиеся под давлением масло и газы устремляются поперек дуги, производя интенсивную ее деонизацию.
При переходе тока через нуль давление в газопаровой среде снижается и сжатый воздух амортизационной камеры подобно поршню нагнетает масло в область дуги. При отключении больших токов образуется энергичное поперечное дутье и дуга гаснет в нижней части камеры. При отключении малых токов дуга тянется за стержнем и в верхней части камеры испаряется масло в карманах, создавая встречнорадиальное дутье, а затем при выходе стержня из камеры продольное дутье. Время гашения дуги при отключении больших и малых токов не превосходит 0,0150,025 с.
Отработавшие газы по вертикальным отверстиям камеры попадают в верхнюю часть цилиндра и через отверстия в маслоотделитель, в котором газы очищаются от капелек масла. После очистки газы через отверстия уходят в окружающую среду. После нескольких отключений масло в выключателе загрязняется примесью обгоревшей фибры и его изоляционные свойства ухудшаются. Поэтому в отключенном состоянии между контактными стержнями и поверхностью масла должна быть воздушная прослойка толщиной около 15 мм. Для наблюдения за уровнем масла в выключателе предусмотрен маслоуказатель. В выключателе должен строго поддерживаться определенный уровень масла, отмеченный на маслоуказателе. Бестоковая пауза при АПВ для этих выключателей довольно большая 0,5 с.
Преимущество маломасляных выключателей:
небольшие габариты и масса;
малое количество масла, пожаробезопасность;
имеют приводы пружинные и электромагнитные;
удобный монтаж на тележке КРУ ( серий ВМП-10, ВК-10 ).
К недостаткам этих выключателей следует отнести небольшой ресурс при номинальном токе и при токе КЗ ( серии ВМП, ВК ). Показатели надежности такие же, как у баковых масляных выключателей.
4.2.3 Выключатель нагрузкиВыключатель нагрузки представляет собой трехполюсный коммутационный аппарат переменного тока для напряжения свыше 1 кВ, рассчитанный на отключение номинального рабочего тока и снабженный приводом для неавтоматического или автоматического управления, рис. 4.11.
Выключатели нагрузки не предназначены для отключения тока КЗ, но их включающая способность соответствует электродинамической стойкости при КЗ.

Рис. 4.11 Выключатель нагрузки с гасительным устройством газогенерирующего типа
Выключатели нагрузки применяют в присоединениях силовых трансформаторов на стороне высшего напряжения вместо силовых выключателей, если это возможно по условиям работы электроустановки. Поскольку они не рассчитаны на отключение тока КЗ, функции автоматического отключения трансформаторов в случае их повреждения возлагают на плавкие предохранители либо на выключатели, принадлежащие предшествующим звеньям системы.
Отечественные заводы выпускают выключатели нагрузки (рис 4.11) для номинальных напряжений 6 и 10 кВ. На опорных изоляторах разъединителя укреплены гасительные камеры. К ножам разъединителя прикреплены вспомогательные ножи. Изменен также привод разъединителя, чтобы обеспечить необходимую скорость движения ножей при включении и отключении, не зависящую от оператора.
В положении «включено» вспомогательные ножи входят в гасительные камеры. Контакты разъединителя и скользящие контакты гасительных камер замкнуты. Большая часть тока проходит через контакты разъединителя. В процессе отключения сначала размыкаются контакты разъединителя; при этом ток смещается через вспомогательные ножи в гасительные камеры. Несколько позднее размыкаются контакты в камере. Зажигаются дуги, которые гасятся в потоке газов – продуктах разложения вкладышей из органического стекла. В положении «отключено» вспомогательные ножи находятся вне гасительных камер, при этом обеспечиваются достаточные изоляционные разрывы.
4.2.4 Вакуумные выключателиВакуумные выключатели состоят из вакуумных дугогасительных камер (ВДК), приводов с приводными механизмами и схем управления.
Вакуумные дугогасительные камеры являются важнейшей частью выключателей, определяющей их технические характеристики.
Принцип действия вакуумных дугогасительных камер основан на гашении электрической дуги в вакууме, при давлении остаточных газов 10-310-6 Па. В вакуумных дугогасительных устройствах (ДУ) реализуется два очень важных свойства вакуумных промежутков: высокая электрическая прочность (выше, чем у трансформаторного масла) и высокая дугогасительная способность.
В глубоком вакууме дугогасительной камеры выключателя длина свободного пробега молекул и электронов составляет десятки и сотни метров, т. е. во много раз больше, чем расстояние между контактами выключателя. Ударная ионизация в вакуумном промежутке практически отсутствует, поэтому вакуумный промежуток не может служить источником заряженных частиц. Заряженные частицы могут появиться при определенных условиях с поверхностей контактов и других частей вакуумной камеры.
Процесс отключения происходит следующим образом. При размыкании контактов 2 и 3 (рис. 4.12) количество контактных точек между ними уменьшается, а плотность тока, протекающего через контактные точки, растет.
В результате этого на завершающей стадии размыкания происходит расплавление и испарение материала контактов. В парах металла возникает электрический разряд, переходящий в дуговую стадию. Благодаря низкому давлению в камере происходит интенсивная диффузия (деионизация) дугового столба и дуга гаснет. Частицы испарившегося материала контактов оседают на поверхностях вакуумной камеры. При этом быстро, со скоростью 550 кВ/мкс, восстанавливается электрическая прочность между контактами. Скорость восстановления электрической прочности в вакуумных выключателях выше, чем у других типов выключателей.
Герметичность камеры при перемещении подвижного контакта обеспечивается сильфоном 4, который плотно связан с токовводом 5 подвижного контакта и фланцем 6 камеры.
Рис. 4.12 Вакуумный выключатель BB/Tel

Материал контактов оказывает большое влияние на характеристики выключателя. В настоящее время применяют сплавы меди и хрома или меди с небольшими количествами висмута, железа и бора. Эти сплавы отличаются более высокой электро- и теплопроводностью по сравнению с ранее применявшимися тугоплавкими материалами, например вольфрамом.
При использовании тугоплавких материалов для контактов в газообразное состояние переходит меньшее количество вещества, поэтому дуговой столб распадается быстрее. Однако в этом случае при отключении малых токов погашение дуги возможно при токе до момента перехода тока через нуль. Происходит “срез” тока, что вызывает перенапряжение на оборудовании и может привести к нежелательным последствиям.
Поэтому в настоящее время применяют сплавы меди в качестве материала контактов, чтобы предотвратить перенапряжения в отключаемой цепи. Для защиты изоляционных поверхностей камеры от загрязнения продуктами эрозии контактов устанавливают специальные экраны. Так как контакты находятся в глубоком вакууме, они не окисляются, благодаря чему достигается высокая износостойкость контактов. Они работают без обслуживания в течение всего срока службы камеры.
Благодаря высокой электрической прочности вакуумных промежутков ход подвижных контактов невелик, в пределах 820 мм. Ход контактов у маломасляных выключателей с теми же параметрами, что и у вакуумных выключателей, примерно в 10 раз больше (около 200 мм у выключателя типа ВМП-10).
Характеристики вакуумных выключателей определяются работой контактной системы. При коммутациях происходит эрозия контактных поверхностей. Она тем больше, чем больше отключаемый ток, длительность горения дуги, ниже температура плавления материала контактов и хуже теплоотвод.
Чтобы быстрее погасить дугу, необходима высокая скорость движения подвижного контакта при отключении и включении. Такая необходимость при включении вызвана тем, что при сближении контактов перед замыканием происходит пробой межконтактного промежутка с переходом в дугу так же, как и при отключении. При медленном сближении контактов тепловыделение увеличивается, может возникнуть оплавление контактов. По этой же причине нежелательна вибрация контактов после замыкания, так называемый дребезг контактов. Достаточно большое сжатие контактов в замкнутом состоянии устраняет дребезг и способствует уменьшению переходного электрического сопротивления.
Преимущества вакуумных выключателей: высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и токов КЗ; снижение эксплуатационных затрат, простота эксплуатации; быстрое восстановление электрической прочности (1050) х 103 В/мкс; взрыво- и пожаробезопасность; повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам; произвольное рабочее положение вакуумной дугогасительной камеры (ВДК) в конструкции выключателя; бесшумность, чистота (удобство обслуживания), отсутствие загрязнения окружающей среды; высокое быстродействие, применение для работы в любых циклах АПВ; сравнительно малые массы и габариты, небольшие динамические нагрузки на конструкцию при работе из-за относительно малой мощности привода; легкая замена ВДК.
К недостаткам можно отнести: возможные коммутационные перенапряжения при отключении малых индуктивных токов; трудности при создании и изготовлении, связанные с созданием контактных материалов, сложностью вакуумного производства, склонностью материалов контактов к сварке в условиях вакуума; большие вложения, необходимые для осуществления технологии производства, и поэтому большая стоимость по сравнению с масляными выключателями.
4.4.5. Выключатели высоковольтные элегазовые
Рис. 4.13 Внешний вид элегазового выключателя на 500 кВ. (Siemens)
Элегаз в 5 раз тяжелее воздуха, очень стойкий, негорючий, электроотрицательный, инертный, с превосходными изолирующими свойствами и прекрасной теплопроводностью. При атмосферном давлении диэлектрические свойства элегаза в 3 раза выше, чем воздуха, а при давлении 0,2 МПа – такие же, как у изоляционного масла. Дугогасящие свойства более чем в 10 раз превосходят таковые для воздуха. Продукты разложения элегаза под действием дуги нестойкие, и его изоляционные свойства восстанавливаются. Если элегаз не подвергается длительному воздействию короны, старение газа не происходит. При низких температурах элегаз может сжижаться в зависимости от его давления и плотности (например при давлении 1,5 МПа и температуре + 6 С). Для обеспечения нормальной работы выключателей при температуре – 30 С и ниже необходимо подогревать помещение, в котором КРУЭ будет устанавливаться. При наружной установке КРУЭ следует проверять возможность возникновения указанных низких температур.
В настоящее время за рубежом и в России созданы и применяются комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на напряжения 1101150 кВ.
В таких РУ все электрические аппараты – выключатели, разъединители, заземлители, а также разрядники, токопроводы и измерительные трансформаторы – заключены в алюминиевую оболочку, заполненную инертным газом – элегазом (шестифтористой серой SF6). Эти РУ комплектуются из стандартных элементов схемы электрических соединений с аппаратурой управления, контроля, сигнализации, измерений и блокировки, что позволяет собрать любую схему КРУЭ. Изоляция – элегаз и литые из смол изоляторы, служащие для фиксации токоведущих частей в герметичном корпусе. Герметичность алюминиевой заземленной оболочки и работа по замкнутому циклу обеспечивает безопасность и отсутствие выбросов горячих газов и пламени в атмосферу, а также заметного шума при отключениях.
Процесс гашения дуги
В нормальном положении контакты выключателя замкнуты и ток проходит от верхнего токопровода к нижнему через главные контакты и компрессионный цилиндр (рис. 4.14).
При операции отключения подвижные части главного и дугогасящего контактов, а также компрессионный цилиндр и сопло сдвигаются в разомкнутое положение. Важно учитывать, что подвижные контакты, сопло и компрессионный цилиндр составляют один подвижный узел. Другими словами, процесс компрессорного дугогашения, применяемый в выключателях (серии HPL) компании АББ, имеет конструкцию с одноходовым движением для размыкания контактов.
Когда подвижный узел двигается в направлении разомкнутого положения контактов, клапан заполнения закрывается и элегаз начинает сжиматься между подвижным компрессионным цилиндром и неподвижным поршнем. Первыми разделяются главные контакты. Благодаря тому, что размыкание главных контактов происходит за время, достаточное до начала размыкания дугогасящих контактов, любая дуга будет зажигаться только между дугогасящими контактами в объеме, ограниченном геометрией сопла.
Когда начинают размыкаться дугогасящие контакты, между подвижным и неподвижным дугогаcящими контактами зажигается дуга. Во время горения дуги тело плазмы в некоторой степени блокирует движение элегаза через сопло, в результате чего в компрессорном объеме продолжает увеличиваться давление газа до того момента, когда токовая кривая проходит через нулевое значение и дуга становится сравнительно слабой. В этот момент поток сжатого под большим давлением элегаза вырывается из компрессионного объема через сопло и гасит дугу.
Рис. 4.14 Конструктивные особенности компрессионного (Puffer) дугогасительного устройства (ABB):
1 – верхний токопровод; 2 – неподвижный дугогасящий контакт; 3 – подвижный дугогасящий контакт; 4 – компрессионный объем; 5 – нижний токопровод; 6 – сопло; 7 – главный неподвижный контакт; 8 – главный подвижный контакт;
9 – компрессионный цилиндр; 10 – клапан наполнения; 11 – неподвижный поршень

В разомкнутом положении расстояние между неподвижным и подвижным контактами выбрано достаточным для того, чтобы выдерживать нормированные уровни диэлектрической прочности промежутка.
При операции включения клапан наполнения открывается и элегаз может свободно проходить в компрессионный объем.
Следует отметить, что давление элегаза, необходимое для гашения дуги, поднимается чисто механическим способом. Таким образом, выключатели с компрессионным методом гашения нуждаются в достаточно мощном приводе, чтобы преодолеть создаваемое газом давление в сжимаемом объеме, которое необходимо для отключения номинальных токов КЗ, но при этом обеспечить определенную скорость движения контактов, чтобы в образующемся межконтактном изоляционном промежутке выдерживать без повторных пробоев восстанавливающееся на контактах напряжение.
В разомкнутом положении между неподвижным и подвижным контактами существует достаточный изоляционный промежуток, способный обеспечить номинальные уровни диэлектрической прочности.
Элегазовые выключатели обладают следующими достоинствами:
высокая электрическая прочность и дугогасящая способность элегаза позволяют создать дугогасительное устройство на ток отключения 40 кА при напряжении 220 кВ на один разрыв при высокой скорости восстановления напряжения сети;
элегаз позволяет повысить нагрузку токоведущих частей и уменьшить их массу за счет своих охлаждающих свойств;
выключатели удобно использовать в элегазовых КРУЭ, в которых элегаз используется для изоляции;
по сравнению с воздушными выключателями имеют меньший размер, массу;
не требуют сжатого воздуха для гашения дуги;
гашение дуги происходит в замкнутом объеме без выхлопа в атмосферу.
Недостатками элегазовых выключателей являются:
высокие требования к качеству заполняющего элегаза; работоспособность выключателя зависит от температуры окружающей среды и при понижении температуры ниже определенного значения выключатель может отказать в гашении; при давлении 0,35 МПа и плотности элегаза 28 кг/м3 предельная рабочая температура минус 40 С, что затрудняет применение элегазовых выключателей при более низких температурах окружающего воздуха.
Расположение выключателей в ЗРУ улучшает условия работы выключателей и расширяет область их применения.
4.2.5 Воздушные выключателиВ воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.
Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительное устройство.
На электропневматической схеме выключателя ВВБ-110 (рис. 4.15) условно показан горизонтальный разрез дугогасительной камеры (кроме вспомогательных контактов). Расположение емкостного делителя 17 также показано условно. На опорном изоляторе 3 укреплен металлический резервуар дугогасительный модуль, внутри которого находятся подвижные контакты в виде ножей 14, закрепленных на траверсе, и неподвижные контакты 15 внутри металлических стаканов с прорезями для входа ножей. Неподвижные контакты находятся внутри металлических конфузоров 20, экранирующих ножи в отключенном положении и создающих направленный поток воздуха при отключении.
На вводах 18, изолированных эпоксидными втулками 19 и фарфоровой рубашкой, внутри камеры расположены шунтирующие резисторы 16 и вспомогательные контакты 21.
На рис. 4.15 выключатель в отключенном положении. Для включения подается командный импульс на электромагнит включении (ЭВ), который открывает пусковой клапан 25. Воздух из полости обратного клапана 26 и объема а промежуточного клапана 27 сбрасывается в атмосферу. Промежуточный клапан перемещается вверх и обеспечивает сброс воздуха из объема б клапана управления, который перекрывает доступ сжатому воздуху из резервуара 1 и обеспечивает сброс воздуха из объема в под поршнем дутьевого клапана и из полости г через полый шток 8. При этом за счет разности давлений под поршнем 10 и над ним контактная система идет на включение. Ролики фиксатора 12 переходят через выступ на штоке 13. Контактные ножи 14 входят в пальцевый неподвижный контакт 15. Одновременно через золотники 66 сжатый воздух сбрасывается из полости д и запирающая шайба 7 под действием своей пружины перемещается к поршню 5.
При закрытии клапана 2 обеспечивается сброс воздуха из-под поршня привода СБК 23. Вспомогательные контакты переводятся в положение выключено.
Вспомогательные контакты 21 включаются с некоторым запаздыванием по отношению к главным с помощью клапана 22.
Во включенном положении ток проходит по токоведущему стержню ввода через неподвижный контакт 15, нож 14, траверсу, нож и контакт второго разрыва во второй ввод.

Рис. 4.15 Электропневматическая и электрическая функциональная схема выключателя ВВБ - 110
Для отключения выключателя подается командный импульс на электромагнит отключения (ЭО), который открывает пусковой клапан 24. Сжатый воздух из резервуара через обратный клапан 26 заполняет объем а. Клапан 27 открывается, обеспечивая доступ сжатому воздуху в объем б, при этом клапан 2 соединяет импульсную трубу с резервуаром 1, Сжатый воздух поступает в полость б, поршень 5 вместе с шайбой 7 перемещается вверх. Движение поршня через полый шток 8 передается тарелке дутьевого клапана 9, поршню механизма траверсы 10 и через шток 13 траверсе с контактными ножами. Открывается дутьевой клапан, контакты размыкаются и возникает дута. Мощным потоком воздуха дута с рабочих контактов перебрасывается на противоэлектрод 11 и концы стаканов неподвижного контакта 15. Время гашения дуги не превышает 0,02 с.
В конце хода поршня 5 шайба 7 закрывает выход в атмосферу из полости д. Начинается переток воздуха из полости в в полость д через регулируемое отверстие в поршне, закрытое иглой 4. Когда давление в полости д увеличивается, поршень под действием своей пружины возвращается в исходное положение, а шайба остается прижатой в верхнем положении. Вместе с поршнем опускается тарелка 9, и дутьевой клапан закрывается.
Отключение вспомогательных контактов, разрывающих ток через шунтирующие сопротивления, происходит с запаздыванием по отношению к главным за счет подачи воздуха в клапан 22 после того, как шайба 7 перекроет выход в атмосферу. Возникшая между контактами дуга гасится потоком воздуха, проходящего через полый подвижный контакт.
При подаче воздуха в импульсную трубу при отключении часть воздуха попадает под поршень привода 23 и вспомогательные контакты переводятся в положение, соответствующее отключенному положению выключателя.
Выключатели серии ВВБ выпускаются на напряжение 35750 кВ. Полюс выключателя ВВБ-220 имеет два дугогасительных модуля, расположенных один над другим на общем изолирующем основании; полюс ВВБ-330 имеет четыре модуля на двух изолирующих основаниях, полюс ВВБ-500 состоит из шести модулей на трех опорных колонках.
Воздушные выключатели имеют следующие достоинства:
взрыво- и пожаробезопасность;
быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ;
высокая отключающая способность;
надежное отключение емкостных токов линии;
малый износ дугогасительных камер;
легкий доступ к дугогасительным камерам;
возможность создания серий из крупных узлов;
пригодность дли наружной и внутренней установки.
Недостатками воздушных выключателей являются:
необходимость компрессорной установки;
сложная конструкция ряда деталей и узлов;
относительно высокая стоимость;
трудность установки встроенных трансформаторов тока.
4.2.6 ПредохранителиПредохранители выше 1000 В аналогичны рассмотренным выше, но работают при более тяжелых условиях гашения дуги. Это определяет их конструктивные особенности.
В современных конструкциях в основном применяется гашение дуги в узких каналах при высоком давлении (предохранители с мелкозернистым наполнителем) и гашение дуги при помощи автогазового или жидкостного дутья, рис. 4.16.
Предохранители серий ПК и ПКТ с мелкозернистым наполнителем (в виде кварцевого песка) состоят из герметичной фарфоровой трубки, армированной латунными контактными колпачками. Внутри трубки расположены медные посеребренные или плавкие константановые проволочные вставки. Для улучшения условий гашения дуги вставки должны иметь достаточно большую длину и малое сечение. Это достигается применением нескольких параллельных вставок в виде спиралей – пружин (ПК) или спиралей намотанных на ребристый керамический сердечник (ПК, ПКТ). Для уменьшения температуры плавления при перегрузках и увеличения токоограничивающего действия при коротких замыканиях на вставки напаивают оловянные шарики, создающие «металлургический эффект».
При расплавлении вставки дуга горит в узком канале, образованном испарившимся металлом плавкой вставки, между песчинками кварцевого песка. Тесное соприкосновение дуги с окружающим ее кварцем в условиях высокого давления, образовавшегося за счет паров металла, ускоряет ее гашение. Предохранители ПК и ПКТ имеют указатели, которые выбрасываются специальной пружиной из трубки при перегорании вставки.
При перегорании предохранителя в момент испарения «взрыва» пары металла обладают свойствами диэлектрика, вследствие чего ток мгновенно обрывается и могут возникнуть перенапряжения [до (4,5–5) Uф], способные пробить газовый промежуток. Для снижения перенапряжения применяют вставки, состоящие из двух последовательно соединенных вставок разных сечений. Вначале перегорает вставка с меньшим сечением, потом вставка с большим сечением. Это приводит к некоторому замедлению отключения и снижению перенапряжения.
Предохранители серии ПК предназначены для защиты силовых цепей напряжением до 35 кВ, их изготовляют на номинальные токи до 400 А и мощность отключения Sотк=200 тыс кВА (Sотк=UномIотк)
Предохранители серии ПКТ предназначены для защиты измерительных трансформаторов напряжением до 35 кВ, они имеют мощность отключения 1000 MBА и более.

Рис. 4.16 Высоковольтные предохранители ПК и ПКТ:
1 – крышка; 2 – кварцевый песок; 3 – плавкая ставка; 4 – кожух;
5 – указатель срабатывания

Рис. 4.17. Предохранители с автогазовым гашением дуги (стреляющие):
1 – патрон; 2 – плавкая вставка; 3 – металлическая проволока; 4 – гибкий проводник; 5 – наконечник; 6 – скоба; 7 – контактная скоба; 8 – держатель; 9 – штыревой изолятор
Предохранители с автогазовым, газовым и жидкостным гашением дуги выполняют с короткой плавкой вставкой, которая состоит из медной токоведущей и стальной удерживающей частей (рис. 4.17). После перегорания сначала медной, а затем стальной части дуговой промежуток удлиняется с помощью пружин или давления образующихся газов. Дуга втягивается в дугогасящую или газогенерирующую среду и под действием газового или жидкостного дутья гаснет.
В стреляющих предохранителях типа ПСН, используемых в установках 10, 35 и 110 кВ, дуговой промежуток, возникающий при сгорании плавкой вставки, удлиняется пружиной ножа, а дуга затягивается в канал газогенерирующей трубки и гасится мощным продольным дутьем газов, выбрасываемых из трубки со световым и звуковым эффектом.
4.2.7 РазъединителиРазъединитель это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током (холостой ход силовых трансформаторов ограниченной мощности, зарядный ток коротких воздушных и кабельных линий и т.п.), рис. 4.18.

Рис. 4.18 Внешний вид трехполюсного разъединителя рубящего типа РВ-10/600
Основное назначение разъединителя – изолировать участок цепи на время ремонта электрооборудования и при необходимости заземлить. Разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.
Поэтому в конструкции разъединителя обычно кроме рабочих ножей предусматривают заземляющие ножи с одной или двух сторон. В некоторых схемах электрических соединений используют разъединители для изменения схемы установки путем переключения отдельных цепей, находящихся под напряжением, если эти переключения не сопровождаются разрывом тока и возникновением дуги на контактах разъединителя.
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. Перед операцией с разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Однако для упрощения схем электроустановок допускается:
использовать разъединители для производства следующих операций: отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;
зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);
нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разьединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже;
разъединителем разрешается также производить операции, если он надежно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоединительным или обходным выключателем);
разъединителями и отделителями разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий.
Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, поэтому к ним предъявляются следующие требования:
создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;
электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов КЗ;
исключение самопроизвольных отключений;
четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).


Рис. 4.19 Основные типы разъединителей
Конструкции разъединителей различных типов отличаются характером движения ножа и устройством основного элемента контактов, которые должны надежно работать при номинальном режиме и обладать стойкостью при КЗ В разъединителях применяют высокие контактные нажатия. Для обеспечения их термической и динамической стойкости используют электромагнитные и электродинамические компенсаторы.
Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трехполюсными, по роду установки – для внутренних и наружных установок, по конструкции – рубящего, поворотного, катящегося, пантографического, полупантографического и подвесного типа, рис. 4.19.
4.2.8 Отделители и короткозамыкателиКороткозамыкатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного КЗ в электрической цепи.
Короткозамыкатели КЭ-110 и КЭ-220 выполняются в виде одного полюса. Полюс КЭ-110 (рис. 4.20) состоит из основания 5 и контактной камеры 2. В основании, изолированном от земли, расположены пружинный механизм включения и масляный буфер. Утечки элегаза компенсируются из баллона, связанного через фильтр с внутренней полостью контактной камеры. Давление контролируется по мановакуумметру. Пружинный привод ППК обеспечивает дистанционное включение и отключение короткозамыкателя. На заземляющей шинке 4 установлен трансформатор тока 7.
Контактная камера короткозамыкателя (рис. 4.21) имеет один разрыв 90 мм и состоит из фарфорового корпуса и двух вертикально расположенных электродов. Неподвижный контакт 2 имеет вывод для присоединения токоведущей шины. Подвижный контакт через гибкие связи соединен с заземляющей шиной. Полость контактной камеры заполнена элегазом SF6 с избыточным давлением 0,3 МПа. Как было сказано выше, элегаз обладает высокой электрической прочностью. При атмосферном давлении его прочность в 23 раза выше воздуха, а при давлении 0,3 МПа прочность элегаза сравнима с прочностью чистого трансформаторного масла. Элегаз не горит и не поддерживает горения, поэтому аппараты с элегазом не опасны в отношении взрыва и пожара. При снижении давления внутри камеры до атмосферного промежуток между контактами может выдерживать, не пробиваясь, наибольшее рабочее напряжение. Герметичность камеры обеспечивается прокладками из резиновых колец между фарфоровыми корпусами и металлическими фланцами (на рисунке не показаны) и гидравлическим затвором в месте прохождения подвижной тяги.
Нижний контакт представляет собой стержень, экранированный цилиндром. Неподвижный контакт розеточного типа. Ламели неподвижного контакта от обгорания защищены экраном.

Рис. 4.20 Короткозамыкатель закрытого типа с элегазовым наполнением КЭ-110:
1 – контактный вывод; 2 – контактная камера; 3 – гидравлический затвор; 4 – присоединение заземляющей шины; 5 – основание; 6 – мановакуумметр; 7 – трансформатор тока ТШЛ-0,5; 8 – привод; 9 – тяга; 10 – изолятор; 11 – баллон с элегазом; 12 – фильтр. Рис. 4.21 Контактная камера короткозамыкателя КЭ-110:
1 – мешочек с силикогелем; 2 – неподвижный контакт; 3 – фарфоровый корпус; 4 – экран; 5 – подвижный контакт; 6 – гибкая связь; 7 – масляный гидрозатвор; 8 – сальниковое уплотнение.
В короткозамыкателе КЭ-220 на 220 кВ две контактные камеры такой же конструкции.
Отделитель (рис. 4.22) закрытого исполнения с элегазовым наполнением предназначен для отключения и включения токов намагничивания силовых трансформаторов и зарядных токов линий. Отделитель ОЭ-110 обеспечивает автоматическое включение и отключение.

Рис. 4.22 Отделитель и короткозамыкатель
Достоинством короткозамыкателей и отделителей закрытого исполнения является четкая работа и малые времена включения (КЭ) и отключения (ОЭ).
4.2.9 Трансформатор напряженияТрансформатор напряжения (ТН) предназначен для преобразования высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/\/ЗВ и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Рис 4.23. Схема емкостного трансформатора напряжения:
1 электромагнитный модуль (ЭМБ): промежуточный трансформатор напряжения с компенсирующим реактором; 2 первичная обмотка промежуточного трансформатора напряжения; 3 компенсирующий реактор; 4 уравнительные обмотки; 5 вторичные обмотки; 6 антиферрорезонансная демпфирующая цепь
Погрешность ТН зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cos вторичной нагрузки.

аб
Рис. 4.24. Трансформатор напряжения EMF 145 (ABB) – а;
1 вывод первичной обмотки; 2 указатель верхнего допустимого уровня масла; 3 изолятор; 4 петли для подъема; 5 коробка вторичных выводов; 6 вывод нейтрали; 7 расширительная система; 8 масло; 9 кварцевый песок; 10 бумажная изоляция; 11 бак; 12 первичная обмотка; 13 вторичные обмотки; 14 сердечник; 15 заземляемый вывод первичной обмотки
Емкостной делитель напряжения CSA или CSB (ABB) – б
1 расширительная система; 2 ёмкостные элементы; 3 ввод промежуточного напряжения; 8 плоский линейный вывод; 4 отверстия; 10 вывод низкого напряжения (для подключения аппаратуры ВЧ связи); 4 указатель уровня масла; 5 компенсирующий реактор; 6 антиферрорезонансная цепь; 7 первичная и вторичная обмотки; 9 газовая подушка; 11 коробка выводов; 12 сердечник
В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.
Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.
В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток. Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора (НОМ, НОС, НОЛ), соединенных по схеме открытого треугольника, а также трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду.
На напряжения 500, 750, 1150 кВ в качестве трансформаторов напряжения применяются емкостные делители напряжения (рис. 4.24, б).
Емкостный делитель напряжения состоит из одного либо двух модулей, установленных один на другой. Каждый модуль содержит большое количество последовательных емкостных элементов, помещённых в фарфоровые покрышки.
4.2.10 Трансформатор токаТрансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Рис. 4.25 Схема включения трансформатора тока:
1 – первичная обмотка; 2 – магнитопровод; 3 – вторичная обмотка

Рис. 4.26 Маломасляные измерительные трансформаторы тока типа IMB (ABB):
1 газовая подушка; 2 крышка отверстия для заливки масла (не показано); 3 кварцевый песок; 4 токопровод с бумажной изоляцией; 5 сердечники/вторичные обмотки; 6 коробка вторичных выводов; 7 емкостной вывод (поставляется под заказ); 8 расширительная система; 9 указатель уровня масла; 10 вывод первичной обмотки; 11 заземляющий вывод
Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод (рис. 4.25) и две обмотки первичную 1 и вторичную 3. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I1, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I2,
Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному току. Увеличение нагрузки и кратности тока привалит к увеличению погрешности.
При первичных токах, значительно меньших номинального, погрешность трансформатора тока также возрастает.
Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5 для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 для релейной защиты.
Кроме рассмотренных классов выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).
Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.
Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или щунтируется обмотка реле, прибора).
5 СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Схемой электрических соединений называют чертеж, на котором в условных обозначениях изображено оборудование электроустановки, соединенное в определенной последовательности. Схемы подразделяют на первичные и вторичные.
Первичные схемы называют главными. На них показывают основное высоковольтное оборудование: генераторы, трансформаторы, реакторы, коммутационные аппараты и др.
На вторичных схемах показывают вторичные обмотки измерительных трансформаторов, подключенные к ним реле и измерительные приборы, а также цепи оперативного управления и сигнализации.
По способу исполнения схемы могут быть одно и трехлинейными.
В энергетике чаще применяют однолинейные схемы, на которых изображено оборудование одной из фаз. При этом имеется в виду, что во всех трех фазах установлено одинаковое оборудование. Если в какой-то части схемы оборудование отдельных фаз различается, то допускается однолинейную схему дополнить фрагментом трехлинейной (см. рисунок 5.1).

Рисунок 5.1.
а) линия связи с системой с ВЧ заградителями в крайних фазах;
б) силовой трансформатор с короткозамыкателем в одной фазе;
в) выключатель в КРУ с трансформаторами тока в крайних фазах.
При строительстве электроустановок монтажные схемы могут выполняться трехлинейными. Оперативный персонал, обслуживающий действующие электроустановки, использует однолинейные схемы.
Основным нормативным документом проектировщика являются Нормы технологического проектирования (НТП), при разработке конструкции распределительного устройства(РУ) следует пользоваться Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
Большинство схем являются универсальными, т.е. могут применяться как на электростанциях, так и на понижающих подстанциях. Другие предназначены только для подстанций, например схемы мостиков.
Некоторые элементы, используемые в разных схемах, имеют одно и то же назначение. Сборные шины (СШ) применяются в тех случаях, когда число источников питания не равно числу потребителей, и предназначены для равномерного распределения мощности между ними. Любое подключение к СШ генератора, трансформатора, реактора, или линии называется присоединением. Отношение числа выключателей NQ к числу присоединений n характеризует экономичность схемы.

Чем меньше коэффициент экономичности КЭ , тем экономичнее схема.
СШ могут обозначаться любой заглавной латинской буквой. Если на одном чертеже показаны схемы (РУ) разного напряжения, то СШ на них должны быть обозначены разными буквами. Не разрешается на одном чертеже использовать буквы A,B и C, применяемые для маркировки фаз.
При наличии в схеме нескольких шин одного напряжения, их следует пронумеровать, например А1, А2 и т.д. Если СШ секционируются, то нумеруют и секции. Например, если система шин А1 имеет две секции, то их обозначают А1.1 и А1.2. Основными оперативными элементами схем являются разъединители и выключатели. Разъединители, установленные на линиях, называют линейными, а подключенные к шинам – шинными.
Выбор схемы зависит от ее назначения, категории потребителей и др. причин, но в первую очередь от напряжения и числа присоединений.
5.1. Одна система сборных шинПрименяется на напряжении 6-35кВ (см. рисунок 5.2).
Схема отличается простотой, наглядностью и экономичностью. Недостатки схемы очевидны: она не обеспечивает даже плановый ремонт сборных шин. При коротком замыкании (КЗ) на шинах релейная защита отключает все присоединения и потребители остаются без питания.
Для повышения надежности электроснабжения СШ разбиваются на секции. Число секций зависит от числа источников питания. В схемах ГРУ, например, количество секций принимается равным числу генераторов. На электростанциях секционный выключать постоянно включен, это позволяет равномерно распределить вырабатываемую электроэнергию между потребителями. Ответственные потребители питаются двухцепными линиями от разных секций (см. рисунок 5.3).
При КЗ на одной из секций, например А1.1, релейная защита действует на отключение секционного выключателя QB и всех присоединений, подключенных к поврежденной секции. Электроснабжение потребителей осуществляется от секции А1.2. Существенный недостаток схемы состоит в том, что даже плановый ремонт секции требует отключения присоединений. При этом ответственные потребители питаются по одной цепи от соседней секции, т.е. остаются без источника резервного питания. Этот недостаток отсутствует в схемах с двумя СШ.

Рисунок 5.2. Одна система сборных шин

Рисунок 5.3. Одна секционированная система шин.
5.2. Две системы сборных шинСхема применяется в РУ на напряжении 6-110 кВ (Рисунок 5.4). Все присоединения подключаются к шинам через развилку из двух разъединителей. Шиносоединительный выключатель QA нормально отключен и предназначен для выравнивания потенциалов при переходе с одной СШ на другую. Наличие двух систем шин позволяет поочередно их ремонтировать без отключения присоединений.

Рисунок 5.4. Схема с двумя системами сборных шин
Возможны два варианта работы схемы:
Когда одна СШ находится под напряжением, а другая в резерве.
Когда обе СШ находятся под напряжением.
В первом варианте короткое замыкание на рабочей СШ приводит к потере всех присоединений.
Если источники питания и линии равномерно распределить между СШ, то во втором варианте при КЗ на любой СШ теряется лишь половина присоединений. При эксплуатации схемы в таком режиме шиносоединительный выключатель QA постоянно включен и выполняет функции секционного выключателя.
При использовании этой схемы в ГРУ, одну из СШ (рабочую) секционируют. Число секций обычно равно числу генераторов.
Существенный недостаток схемы состоит в том, что она не позволяет ремонтировать выключатели без отключения присоединений.
5.3. Одна система сборных шин с обходной СШСхема применяется на напряжении 110 – 220 кВ при числе присоединений равном пяти (рисунок 5.5).
Обходной выключатель (QО) предназначен для замены выключателя любого присоединения при выводе его в плановый ремонт. В нормальном режиме он обычно отключен, а обходная система шин (АО) не находится под напряжением.
В межремонтный период обходной выключатель может выполнять функции секционного. Для этого в схеме предусмотрена перемычка между секцией А1.2 и обходной системой шин. Ток с секции А1.1 будет протекать через разъединитель QS1, обходной выключатель QO, разъединитель QS2, обходную систему шин АО и разъединители QS3 и QS4 на секцию А1.2. Разъединитель QS5 должен быть отключен. Разъединители QS3 и QS4 соединены последовательно. При ремонте одного из них (обычно одновременно с шинами) другой создает видимый разрыв.

Рисунок 5.5. Схема «Одна система сборных шин с обходной»
Обычно схема работает как одна секционированная система шин со свойственными ей недостатками. Даже плановый ремонт секции приводит к потере присоединений, а ответственные потребители остаются без источника резервного питания. Следующая схема при плановом ремонте позволяет сохранить все присоединения в работе.
5.4. Две системы сборных шин с обходной СШСхема применяется на напряжении 110-220 кВ при числе присоединений шесть и более (рисунок 5.6).

Рисунок 5.6 Схема «Две системы сборных шин с обходной СШ» с однорядным расположением выключателей.
Схема сочетает достоинства двух предыдущих, т.е. позволяет без отключения присоединений производить плановые ремонты выключателей и сборных шин.
Порядок вывода в ремонт линейного выключателя Q:
Собирают схему обходного выключателя QO. Включают разъединители QS1(если линия W4 питается с СШ А1) и QS2.
Включают обходной выключатель для проверки состояния изоляции обходной системы шин. Если операция прошла успешно, то обходной выключатель отключают.
Включают шинный разъединитель QS3.
Повторно включают обходной выключатель QO, создавая обходной путь с СШ А1 через QS1, QO, QS2, обходную систему шин и QS3 в линию.
Отключают выключатель Q, размыкают разъединители QS4 и QS5 (QS6 нормально отключен).
Пока выключатель Q на ремонте, его функции будет выполнять обходной выключатель QO. Например, при коротком замыкании на линии W3 релейная защита подействует на отключение QO.
На электростанциях схему эксплуатируют с фиксированным присоединением источников питания и линий, равномерно распределяя их между системами шин.
При числе присоединений от 12 до 15 одна из СШ секционируется. При числе присоединений 16 и более секционируется обе СШ. С целью экономии выключателей в случае секционирования рекомендуется объединять функции обходного и шиносоединительного выключателя. Фрагмент схемы с числом присоединений от 12 до 15 показан на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7
При секционировании следует по возможности равномерно распределять по секциям линии связи с системой, линии, питающие нагрузку, резервные трансформаторы собственных нужд, блоки генератор – трансформатор и трансформаторы (автотрансформаторы) связи с системой (рисунок 5.8).

Рисунок 5.8 схема ОРУ с однорядным расположением выключателей
На рисунке 5.8 показана схема ОРУ с однорядным расположением выключателей, позволяющая ограничиться одной дорогой, упростить системы слива масла и противопожарной безопасности, если выключатели масляные многообъемные, или воздухоподачи, если выключатели воздушные.
При ограничении ширины площадки, выделяемой под ОРУ, возможна установка выключателей в два ряда (рисунок 5.9).

Рисунок 5.9.
Резервные (РТСН) или пускорезервные трансформаторы собственных нужд (ПРТСН) рекомендуется подключать к точке надежного питания на сторону среднего напряжения автотрансформатора (АТ) связи. Фрагмент схемы показан на рисунке 5.10.

Рисунок 5.10.
Такой способ подключения позволяет сохранить в работе РТСН при коротком замыкании на сборных шинах и обеспечить возможность проведения ремонта выключателя Q. Во время ремонта его функции будет выполнять обходной выключатель QO.
Схемы со сборными шинами имеют очень широкое распространение, их очевидными достоинствами являются простота, наглядность, экономичность.
Основной недостаток состоит в том, что оперативные переключения в них производятся персоналом вручную с помощью разъединителей, не имеющих дистанционного управления. В экстренных ситуациях (ночью, в сложных погодных условиях) именно ошибочные действия персонала зачастую приводят к возникновению аварийных ситуаций.
По этой причине схемы со сборными шинами на напряжениях 330 кВ и более не применяются.
5.5 Схемы многоугольниковПростейшим многоугольником является треугольник (см. рисунок 5.11).

Рисунок 5.11 Схема «Треугольник».
Область применения схемы – от 35 кВ и более. Ее отличают простота, наглядность и экономичность. Однако на электростанциях, имеющих в основном потребителей первой категории, она применяется крайне редко. Питать потребителей первой категории от двух источников по одной линии, как и от одного источника по двум, нежелательно по соображениям надежности.
Более широкое распространение получила схема «Четырехугольник» (рисунок 5.12).

Рисунок 5.12 Схема «Четырехугольник».
Схема позволяет производить плановые ремонты выключателей без отключения присоединений. Однако при совпадении КЗ на линии в точке К1 с ремонтом выключателя Q1, релейная защита линии отключит выключатели Q2 и Q3 и вся схема обесточится.
На рисунке 5.13 показана схема четырехугольника с однорядным расположением выключателей, которая в аналогичной ситуации сохраняет один из источников питания и неповрежденную линию в работе.

Рисунок 5.13
Однорядное расположение выключателей позволяет производить расширение схемы, преобразуя ее в схему «пятиугольника» (рисунок 5.14). Конструкция ОРУ и эксплуатация выключателей при такой компоновке заметно упрощается. На всех присоединениях обязательно устанавливаются разъединители. При КЗ на любой линии или источнике питания защита действует на отключение двух выключателей. После этого размыкают разъединитель и включают выключатели, восстанавливая «кольцо».

Рисунок 5.14. Схема «Пятиугольник».
Схема «Пятиугольник», иногда ее называют схемой расширенного четырехугольника, применяется на напряжении 110 кВ и более. На напряжениях 110 и 220 кВ она является альтернативой схеме «Одна система шин с обходной», явно превосходя ее в надежности и экономичности.
Строительство любой электростанции осуществляется в течение нескольких лет. Между пуском первой очереди и следующими проходят годы. Иногда действующие ЭС расширяют и на них вводят новые блоки. Чтобы при расширении сохранить в работе существующую схему, ее дополняют. Например, к имеющемуся четырехугольнику подключают еще один. По такому принципу создают схемы связанных четырехугольников (рисунок 5.15) и шестиугольников.

Рисунок 5.15. Схема связанных четырехугольников.
Выключатели в перемычках ухудшают экономические показатели схемы и усложняют конструкцию распределительного устройства. Поэтому при большом количестве присоединений на напряжении 330 кВ и выше применяют схемы с многократным однотипным присоединением элементов.
5.6 Схемы «Полуторная» и 4/3 (четыре – третьих)Схемы применяются на напряжении 330 кВ и выше при числе присоединений шесть и более.
На рисунке 5.16 показана схема, у которой отношение числа выключателей к числу присоединений равняется 1,5 (полтора).

Рисунок 5.16. Полуторная схема.
На рисунке 5.17 приведена схема, у которой отношение числа выключателей к числу присоединений равняется 4/3. Принцип построения схемы остается прежним, коэффициент экономичности (1,33) лучше, чем у полуторной (1,5), но применяется она все–таки реже.

Рисунок 5.17. Схема «Четыре – третьих».
Это связано с конструктивным исполнением схемы. Подвеска проводов двух присоединений в два яруса в одной ячейке требует увеличения высоты порталов и значительно удорожает конструкцию ОРУ. Если учесть, что высота стандартных порталов на ОРУ 500 кВ составляет 27 м, то становится понятно, почему такая конструкция применяется редко.
Эта проблема может быть решена путем использования соседних ячеек (рисунок 5.18), но при этом общие размеры ОРУ существенно возрастают.
Ширина ячейки ОРУ 500 кВ составляет 30 метров, а при такой компоновке число ячеек удваивается, соответственно вдвое возрастает длина ОРУ. Поэтому предпочтение чаще отдают полуторной схеме.
5.7 Схема с двумя выключателями на одно присоединениеСхема является одной из самых дорогих и рекомендуется для использования на напряжении 330 кВ и выше в особо ответственных случаях. Например, на АЭС или на крупных ЭС, работающих в изолированных энергосистемах. Потеря такой ЭС может привести к полному развалу энергосистемы. В зимний период подобная авария может стать причиной не только остановки предприятий, но и гибели людей.
Схема (см. рисунок 5.19) позволяет без отключения присоединений ремонтировать любые выключатели и сборные шины. Она сохраняет в работе все присоединения даже при таком опасном повреждении, как КЗ на сборных шинах.

Рисунок 5.18. Схема заполнения двух соседних ячеек.

Рисунок 5.19. Схема с двумя выключателями на одно присоединение.
Схемы многоугольников и схемы с однотипным присоединением элементов, обладая неоспоримыми достоинствами, в сравнении со схемами со сборными шинами имеют один общий недостаток. При КЗ на любом присоединении релейная защита действует на отключение сразу двух выключателей, поэтому общее число операций по включению и отключению выключателей удваивается, соответственно возрастают и эксплуатационные расходы.
Кроме того, кольцевые схемы усложняют работу релейной защиты.
5.8. Схемы мостиковСвоим названием схемы мостиков обязаны перемычке, образующей «мостик» между двумя присоединениями трансформаторов к линиям электропередачи. Схема применяется на двухтрансформаторных подстанциях на напряжениях от 35 до 220 кВ. Если подстанция тупиковая, то перемычка выполняется из двух разъединителей и используется для сохранения в работе трансформатора при ремонте выключателя (рисунок 5.20,а). Если через шины подстанции осуществляется транзит мощности, то в перемычке устанавливается выключатель (рисунок 5.20,б и в).

Рисунок 5.20 Схемы мостиков.
Если линия проходит через лесной массив, располагается в зоне повышенного образования гололеда или повышенной вибрации проводов, то следует применить схему «б», позволяющую отключить поврежденную цепь с помощью одного выключателя.
Для регулирования напряжения трансформаторы c ПБВ приходится часто отключать. Тогда рекомендуется схема «в», которая позволяет с помощью одного выключателя отключить трансформатор.
На электростанциях схемы «мостиков» не нашли широкого применения. Обычно от распредустройства ЭС отходят десятки ЛЭП, но даже при четырех присоединениях предпочтение отдается схеме «четырехугольника», позволяющей ремонтировать выключатели без отключения источников питания и линий.
5.9 Схемы генераторных распределительных устройств.Если нагрузка на генераторном напряжении составляет более пятидесяти процентов от установленной мощности ТЭЦ, то рекомендуется проектировать станцию с генераторным распределительным устройством (ГРУ).
На рисунке 5.21 показана схема ГРУ с одной секционированной системой сборных шин. Количество генераторов, работающих на шины ГРУ, выбирается таким, чтобы покрыть потребность станции в собственных нуждах и обеспечить питание нагрузки на генераторном напряжении в режиме максимума. Обычно двух – трех генераторов для этой цели вполне достаточно. Без необходимости не следует подключать к шинам ГРУ все имеющиеся генераторы, так как это приведет к увеличению токов короткого замыкания и удорожанию оборудования.

Рисунок 5.21
Между секциями генераторная нагрузка распределяется по возможности равномерно. Для средней секции приходится соизмерять нагрузку с мощностью генератора, чтобы уменьшить потери в секционных реакторах LRB в нормальном режиме.
Во время ремонта генератора G2 нагрузка, подключенная к средней секции, будет получать питание от крайних секций. В этом случае уменьшение потерь в секционных реакторах достигается путем их шунтирования с помощью разъединителей QS.
Для ограничения токов КЗ нагрузка получает питание через реакторные отпайки. Для этой цели используют линейные, групповые и сдвоенные реакторы.
В качестве рабочих источников питания механизмов собственных нужд (СН) используются трансформаторы 10/6 кВ или реакторы, если напряжение СН совпадает с напряжением генераторов.
Резервные источники питания СН могут подключаться непосредственно к шинам ГРУ или к точке надежного питания, расположенной на стороне низкого напряжения трансформатора связи. Второй вариант предпочтительнее, т.к. позволяет сохранить в работе источник резервного питания СН при КЗ на шинах ГРУ.
Установка выключателей в присоединениях, питающих нагрузку и СН, целесообразна, если суммарный ток КЗ (Iпо) не превышает 90 кА. В этом случае можно использовать относительно недорогие малообъемные масляные выключатели типа МГУ-20-90/9500.
При токах КЗ больше 90 кА установка выключателей в присоединениях экономически нецелесообразна, т.к. для этой цели пригодны только воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/12500, которые в шесть раз дороже масляных, громоздки и более требовательны к условиям эксплуатации. Кроме того, применение воздушных выключателей существенно усложнило бы конструкцию, увеличило размеры и стоимость здания ГРУ.
Отказавшись от установки в отпайках выключателей, токоведущие части экранируют (рисунок 5.22). При выводе в ремонт резервного трансформатора собственных нужд сначала отключают выключатель со стороны низкого напряжения Q, затем работающий на холостом ходу трансформатор отключают разъединителем QS со стороны ВН.
На рисунке 5.22 показана схема ГРУ с двумя системами сборных шин. Рабочая система шин А1 секционируется. Число секций равно числу генераторов. Все присоединения подключаются к шинам через развилку из двух разъединителей. Резервная система шин используется при ремонте одной из секций рабочей СШ. Шиносоединительные выключатели QA предназначены для выравнивания потенциалов шин при переводе питания секций на резервную СШ.
В нормальном режиме резервная СШ не находится под напряжением и схема работает как схема с одной СШ. Сооружение второй СШ существенно удорожает и усложняет конструкцию ГРУ, не повышая его надежность. Поэтому схема с двумя СШ на практике применяется крайне редко.

Рисунок 5.22. Схема ГРУ с двумя системами сборных шин.
Нередко промышленные предприятия имеют собственные электростанции с генераторами мощностью 6 – 12 МВт. Если число генераторов составляет четыре и более, то крайние секции одной системы шин соединяют между собой, образуя «кольцо». При этом трансформаторы связи подключают не к крайним секциям, а симметрично, чтобы уменьшить перетоки мощности через реакторы (cм. рисунок 5.23).
На ЭС промышленного типа с генераторами небольшой мощности применяют схему соединения, получившую название «Звезда», (см. рисунок 5.24). В нормальном режиме каждый генератор работает на свою нагрузку, поэтому потери в реакторах почти отсутствуют. При коротком замыкании на секции шин токи от соседних генераторов устремляются к точке КЗ через два реактора и эффективно ограничиваются.

Рисунок 5.23 Схема соединения СШ ГРУ в «кольцо».

Рисунок 5.24. Схема «Звезда».СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Баскаков А.П. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: учеб. пособие / А.П.Баскаков, В.А. Мунц. – М: БАСТЕТ, 2013.
Быстрицкий Г.Ф. Общая энергетика: учебник / Г.Ф. Быстрицкий, Г.Г. Гасангаджиев, В.С. Кожиченков. – М: КноРус, 2014.
Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие / А. А. Герасименко, В.Т. Федин. – М: КноРус, 2012.
Гужов Н.П. Системы электроснабжения: учеб.пособие / Н.П. Гужов, В.Я. Ольховский, Д.А. Павлюченко. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2011.
Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: руков. для практ. расч. / Ю.С.Железко. – М: ЭНАС, 2009.
Красник В.В. Управление электрохозяйством предприятий: произв.-практическое пособие / В.В. Красник. – М: ЭНАС, 2011.
Куско А. Сети электроснабжения. Методы и средства обеспечения качества энергии / А. Куско, М. Томпсон. – М: Додэка–XXI, 2011.
Овчаренко Н.И. Автоматика энергосистем: учебник / Н.И. Овчаренко. Под ред. А.Ф. Дьякова. – М: Издат. дом МЭИ, 2009.
Правила технческой эксплуатации электроустановок потребителей в вопросах и ответах: учеб.-практ. пособие / Сост. С.С. Бодрухина. – М: КноРус, 2013.
Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах: пособ. для изучения и подготовке к проверке знаний / Сост. В.В. Красник. – М: ЭНАС, 2011.
Роза, Альдо Виейра да. Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы: учеб. пособие / Альдо Виейра да Роза. – Долгопрудный: Интеллект: МЭИ, 2010.
Фролов Ю.М. Основы электроснабжения: учеб. пособие / Ю.М. Фролов, В.П. Шелякин. – СПб: Лань, 2012.
Энергосберегающие технологии в промышленности: учеб. пособие / А.М. Афонин и др. – М: Форум, 2013.
Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: учебное пособие для вузов. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 288 с.
Вайнштейн Р.А., Шестакова В.В., Коломиец Н.В. Программные комплексы в учебном проектировании электрической части станций: учебное пособие (гриф УМО). – Томск: Изд-во ТАУ, 2010. – 123 с.
Вайнштейн Р.А., Шестакова В.В., Коломиец Н.В. Режимы работы нейтрали в электрических системах (гриф УМО): учебное пособие. – Томск: Изд-во ТАУ, 2010. – 115 с.
Коломиец Н.В., Шестакова В.В., Пономарчук Н.Р. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2007. – 143 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.:ил.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник;: Учебное пособие.- М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006.-480 с.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – Омега-Л. – 2013.
Пособие для изучения правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. Тепломеханическая часть. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2007. – 416 с.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации . М-во топлива и энергетики РФ, РАО " ЕЭС России ": РД34.20.501 - 95. - 15-е изд., перераб. и доп. – Спб.:Деан, 2000.-325 с.
Правила устройства электроустановок / Министерство энергетики Российской Федерации.-М.: НЦ ЭНАС, 2003.-176 с.
Рожкова Л. Д., Карнеева Л. К., Чиркова Т. В. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. Академия. – 2013.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.-2-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
Свирен С. Я. Электрические станции, подстанции и сети / С. Я. Свирен. – Книга по Требованию. – 2012.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. Баумштейна И.А. - М.: Энергоиздат, 1989. - 768 с.:ил.
Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения / Под ред. В.А.Афанасьева.- М.: Энергоиздат, 1987. - 544 с.:ил.
Электротехнический справочник. Т2: Электротехнические изделия и устройства / Под ред. В.Г.Герасимова.- М.:Изд-во МЭИ, 2001.-517 с.
Электротехнический справочник. Т3: Производство, передача и распределение электрической энергии / Под ред. В.Г.Герасимова.- М.:Изд-во МЭИ, 2002.-964 с.
Электрические станции и сети / Ред. А. Меламед. – НЦ ЭНАС. – 2011.
Электрическая часть электростанций. Усов С.В., Кантан В.В.,Кизеветтер Е.Н. и др. - Л.: Энергоатомиздат, 1987. - 616 с.
Электрическая часть станций и подстанций. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др. -М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник / Л.Д.Рожкова и др.-М.: Академия, 2004.-448 с.


Приложенные файлы

  • docx 7975866
    Размер файла: 9 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий