69

Возобновляемые ресурсы — природные ресурсы, запасы которых или восстанавливаются быстрее, чем используются, или не зависят от того, используются они или нет. Это довольно расплывчатое определение, и часто в понятие «возобновляемые ресурсы» включают не совсем то, что это словосочетание обозначает. Термин был введён в обращение как противопоставление понятию «невозобновляемые ресурсы» (ресурсы, запасы которых могут быть исчерпаны уже в ближайшее время при существующих темпах использования).

Многие ресурсы, которые относят к возобновляемым, на самом деле не восстанавливаются и когда-нибудь будут исчерпаны. В качестве примера можно привести солнечную энергию. С другой стороны, при достаточном развитии технологии, многие ресурсы, которые традиционно считаются невозобновляемыми, могут быть восстановлены. Например, металлы можно использовать повторно. Ведутся исследования по переработке изделий изпластика.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) — в современной мировой практике к ВИЭ относят: гидро,солнечную, ветровую, геотермальную, гидравлическую энергии, энергию морских течений, волн, приливов,температурного градиента морской воды, разности температур между воздушной массой и океаном, тепла Земли, биомассу животного, растительного и бытового происхождения.

Существуют различные мнения о том, к какому типу ресурсов следует относить ядерное топливо. Запасы ядерного топлива с учётом возможности его воспроизводства в реакторах-размножителях, огромны, его может хватить на тысячи лет. Несмотря на это его обычно причисляют к невозобновляемым ресурсам. Основным аргументом для этого является высокий риск для экологии, связанный с использованием ядерной энергии.

70

1.7.101. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей, а также заземлителей повторных заземлений PEN-или РЕ-проводника ВЛ напряжением до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. Сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока, должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока.

68 см в тетради

ВИДЫ И НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРА

На трансформаторах устанавливаются следующие защиты:

защита от коротких замыканий, действующая на отключение поврежденного трансформатора и выполняемая без выдержки времени (для ограничения размеров повреждения, а также для предотвращения нарушения бесперебойной работы питающей энергосистемы). Для защиты мощных трансформаторов применяются продольные дифференциальные токовые защиты, а для маломощных трансформаторов -- токовые защиты со ступенчатой характеристикой выдержки временя. Кроме того, при всех повреждениях внутри бака и понижениях уровня масла применяется газовая защита, работающая на неэлектрическом принципе;

защита, от токов внешних к. з., основное назначение которой заключается в предотвращении длительного прохождения токов к. з. в случае отказа выключателей или защит смежных элементов путем отключения трансформатора. Кроме того, защита может работать в качестве основной (на трансформаторах малой модности, а также при к. з. на шинах, если отсутствует специальная защита шин). Защиты от внешних к. з. обычно выполняются токовыми или (значительно реже) дистанционными -- с выдержками времени;

защита от перегрузок, выполняемая с помощью одного максимального реле тока, поскольку перегрузка обычно является симметричным режимом. Поскольку перегрузка допустима в течение длительного промежутка времени (десятки минут при токе не больше 1,5Iт,ном), то защита от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал, а при отсутствии персонала -- на разгрузку или на отключение трансформатора.

На трансформаторах предусматриваются следующие устройства автоматики:

автоматическое повторное включение, предназначенное для повторного включения трансформатора после его отключения максимальной токовой защитой. Требования к АПВ (автоматическое повторное включение) и способы его осуществления аналогичны рассмотренным ранее устройствам АПВ линий. Основная особенность заключается в запрещении действия АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях, которые.отключаются дифференциальной или газовой защитой;

автоматическое включение резервного трансформатора, предназначенное для автоматического включения секционного выключателя при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов или при потере питания одной из секций по другим причинам;

автоматическое отключение и включение одного из параллельно работающих трансформаторов, предназначенное для уменьшения суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах;

автоматическое регулирование напряжения, предназначенное для обеспечения необходимого качества электроэнергии у потребителей путем изменения коэффициента n трансформации понижающих трансформаторов подстанций, питающих распределительную сеть. Для изменения n под нагрузкой трансформаторы оборудуются устройствами РПН (регулятором переключения отпаек обмотки трансформатора под нагрузкой). Автоматическое изменение n осуществляется специальным регулятором коэффициента трансформации (АРКТ), воздействующим на РПН..

66 Включение генераторов на параллельную работу должно производиться одним из следующих способов: точной синхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической) и самосинхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической).

3.3.44. Способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации как основной способ включения на параллельную работу при нормальных режимах должен предусматриваться для:

турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, и при значении периодической составляющей переходного тока более 3,5 Iном;

турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ, ТВФ, ТГВ и ТВМ;

гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более.

При аварийных режимах в электрической системе включение на параллельную работу всех генераторов вне зависимости от системы охлаждения и мощности может производиться способом самосинхронизации.

Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для:

поддержания частоты в энергообъединениях и изолированных энергосистемах в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии;

регулирования обменных мощностей энергообъединений и ограничения перетоков мощности по контролируемым внешним и внутренним связям энергообъединений и энергосистем;

распределения мощности (в том числе экономичного) между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления (между объединенными энергосистемами в "ЕЭС России", энергосистемами в ОЭС, электростанциями в энергосистемах и агрегатами или энергоблоками в пределах электростанций).

3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более

65

Электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью

1.7.57. В электроустановках выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства R, Ом, при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть не более:

при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ

R = 125/I, но не более 10 Ом,

где I - расчетный ток замыкания на землю, А.

При этом должны также выполняться требования, предъявляемые к заземлению (занулению) электроустановок до 1 кВ;

при использовании заземляющего устройства только для электроустановок выше 1 кВ

R = 250/I, но не более 10 Ом.

1.7.58. В качестве расчетного тока принимается:

1) в сетях без компенсации емкостных токов - полный ток замыкания на землю;

2) в сетях с компенсацией емкостных токов;

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

для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, - остаточный ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов или наиболее разветвленного участка сети.

В качестве расчетного тока может быть принят ток плавления предохранителей или ток срабатывания релейной защиты от однофазных замыканий на землю или междуфазных замыканий, если в последнем случае защита обеспечивает отключение замыканий на землю. При этом ток замыкания на землю должен быть не менее полуторакратного тока срабатывания релейной защиты или трехкратного номинального тока предохранителей.

Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой этот ток имеет наибольшее значение.

1.7.59. В открытых электроустановках выше 1 кВ сетей с изолированной нейтралью вокруг площади, занимаемой оборудованием, на глубине не менее 0,5 м должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), к которому подсоединяется заземляемое оборудование. Если сопротивление заземляющего устройства выше 10 Ом (в соответствии с 1.7.69 для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом х м), то следует дополнительно проложить горизонтальные заземлители вдоль рядов оборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 м и на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов или оснований оборудования.

64-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------63 Основные сведения о коротких замыканиях. КЗ, возникающие в электросетях, машинах и аппаратах, отличаются большим разнообразием как по виду, так и по характеру повреждения. Для упрощения расчётов и анализа поведения РЗ при повреждениях исключаются отдельные факторы, не оказывающие существенного влияния на значения токов и напряжений. В частности, как правило, не учитывается при расчётах переходное сопротивление в месте КЗ и все повреждения рассматриваются как непосредственное (или, как говорят, “глухое” или “металлическое”) соединение фаз между собой или на землю (для сети с глухозаземлённой нейтралью). Не учитываются токи намагничивания силовых трансформаторов и емкостные токи линий электропередачи напряжением до 330кВ. Сопротивления всех трёх фаз считаются одинаковыми.

Основные виды КЗ: междуфазные КЗ – двухфазные и трёхфазные – возникают в сетях как с заземлённой нейтралью, так и с изолированной нейтралью. Однофазные КЗ могут происходить только в сетях с заземлённой нейтралью.

Основными причинами, вызывающими повреждения на линиях электропередачи, являются перекрытия изоляции во время грозы, схлёстывания и обрывы проводов при гололёде, набросы, перекрытие загрязнённой и увлажнённой изоляции, ошибки персонала и др.

Трёхфазное короткое замыкание. Симметричное трёфазное КЗ – наиболее простой для расчёта и анализа вид повреждения. Он характерен тем, что токи и напряжения всех фаз равны по значению как в месте КЗ, так и в любой другой точке сети:

I_A= I_B= I_C; U_A= U_B= U_C.

Поскольку рассматриваемая система симметрична, ток, проходящий в каждой фазе, отстаёт от создающей его ЭДС на одинаковый угол φ_к, определяемый соотношением активного и реактивного сопротивлений цепи КЗ:

Для линий 110кВ этот угол равен 60 - 78°; 220кВ (один провод в фазе) – 73 - 82°; 330кВ 9два провода в фазе) – 80 - 85°; 500кВ 9три провода в фазе) – 84 - 87°; 750кВ (четыре провода в фазе) – 86 - 88° ( большие значения угла соответствуют большим сечениям проводов). Так как все фазные и междуфазные напряжения в точке трёхфазного КЗ равны нулю, а в точках, удалённых от места КЗ на небольшое расстояние, незначительны по значению, рассматриваемый вид повреждения представляет наибольшую опасность для работы энергосистемы с точки зрения устойчивости параллельной работы электростанций и узлов нагрузки.

Двухфазное короткое замыкание. При двухфазном КЗ токи и напряжения разных фаз неодинаковы. Рассмотрим соотношения токов и напряжений, характерных для КЗ между фазами В и С. В повреждённых фазах в месте КЗ проходят одинаковые токи, а в неповреждённой фазе ток отсутствует, т.е.

I_A= 0, I_B - I_C

Междуфазное напряжение в месте КЗ равно нулю, а фазные напряжения будут:

U_B= U_C= E/2; при U_BC= 0.

Так же как и при трёхфазном КЗ, токи, проходящие в повреждённых фазах, отстают от создающей их ЭДС на угол φ_к, определяемый соотношением активных и реактивных сопротивлений цепи. По мере удаления от места КЗ фазные напряжения U_B, U_C, и междуфазное напряжение U_BC , будут увеличиваться.

С точки зрения влияния на устойчивость параллельной работы генераторов и на работу электродвигателей рассматриваемый вид повреждения представляет значительно меньшую опасность, чем трёфазное КЗ.

Двухфазное КЗ на землю в сети с заземлённой нейтралью. Этот вид повреждения для сетей с изолированной нейтралью практически не отличается от двухфазного КЗ. Токи, проходящие в месте КЗ, а так же междуфазные напряжения в разных точках сети имеют те же самые значения, что и при двухфазном КЗ.

В сетях же с заземлённой нейтралью двухфазное КЗ на землю значительно более опасно, чем просто двухфазное КЗ. Это объясняется более значительным снижением междуфазных напряжений в месте КЗ, так как одно междуфазное напряжение уменьшается до нуля, а два других – до значения фазного напряжения неповреждённой фазы. Соотношение токов и напряжений в месте КЗ для этого вида повреждения:

I_A= 0, U_B= U_C= 0.

Однофазное КЗ в сети с заземлённой нейтралью. Оно может иметь место только в сетях с заземлённой нейтралью. Соотношение токов и напряжений в месте однофазного КЗ:

U_A= 0; I_B= I_C= 0.

Однофазные КЗ, сопровождающиеся снижением до нуля в месте повреждения только одного фазного напряжения, представляют меньшую опасность для работы энергосистемы, чем рассмотренные выше междуфазные КЗ.

Однофазное замыкание на землю в сети с малым током замыкания на землю. В сетях с малыми токами замыкания на землю, к которым относятся сети 3 – 35 кВ, работающие с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземлённой через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сопровождается значительно меньшими токами, чем токи КЗ.

При замыкании на землю одной фазы фазное напряжение повреждённой фазы относительно земли становится равным нулю, а напряжения неповреждённых фаз увеличиваются в 1,73 раза и становятся равными междуфазным. Под действием напряжений неповреждённых фаз через место повреждения проходит ток, замыкающийся через ёмкости неповреждённых фаз. Ёмкость повреждённой фазы зашунтирована местом замыкания, и поэтому ток через неё не проходит. Значение тока в месте замыкания:

X_Σ – суммарное сопротивление цепи замыкания на землю. Поскольку активные и индуктивные сопротивления генераторов, трансформаторов и кабельных линий много меньше, чем емкостное сопротивление сети, ими можно пренебречь. Тогда:

 , где – частота сети=50Гц; С – ёмкость одной фазы сети относительно земли. Поскольку при замыкании одной фазы на землю напряжения неповреждённых фаз относительно земли равны по значению междуфазному напряжению и сдвинуты на угол 60°, то

| U⁽¹⁾_B+U⁽¹⁾_C | = 3U_ф.А,

В результате:

I_з = 3_фС =3U_ф2.

Ёмкость сети в основном определяется длиной присоединённых линий, в то время как ёмкости относительно земли обмоток генераторов и трансформаторов сравнительно невелики. Для расчёта ёмкостного тока (А/км), проходящего при замыкании на землю в сети с изолированной нейтралью, можно воспользоваться выражением, определяющим ток на 1 км кабельной линии:

I_з = (95+2,84S) /(2200+6S)U_ном.;

Для линии 10 кВ:

I_з = (95+1,44S)/(2200+0,23S)U_ном.

S – сечение кабеля, мм²; U_ном. – номинальное междуфазное напряжение кабеля, кВ.

Для воздушных линий можно принимать следующие удельные значения ёмкостных токов:

6кВ – 0,015 А/км;

10кВ – 0,025 А/км;

30кВ – 0,1 А/км.

Для снижения тока замыкания на землю применяются специальные компенсирующие устройства – дугогасящие катушки, которые подключаются между нулевыми точками трансформаторов или генераторов и землёй. В зависимости от настройки дугогасящей катушки ток замыкания на землю уменьшается до нуля или до небольшого остаточного значения.

Поскольку токи замыкания на землю имеют небольшие значения, а все междуфазные напряжения остаются неизменными, однофазное замыкание на землю не представляет непосредственной опасности для потребителей. Защита от этого вида повреждения, как правило, действует на сигнал. Однако длительная работа сети с заземлённой фазой нежелательна, так как длительное прохождение тока в месте замыкания на землю, а так же повышенные в 1,73 раза напряжения неповреждённых фаз относительно земли могут привести к пробою или повреждению их изоляции и возникновению двухфазного КЗ. Поэтому допускается работа сети с заземлением одной фазы только в течение 2 часов для обнаружения места повреждения и выведения его из сети.

62

Проведение комплекса работ по техническому перевооружению и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы, установка компенсаторов реактивной мощности, осуществление глубоких высоковольтных вводов, исключение ЛЭП 35 и 220 кВ.

Реконструкция сетей с минимизацией удельных затрат на единицу расстояния (км/МВт).

Организация системы управления графиками нагрузки потребителей в целях снижения пиковой нагрузки на сети.

Замена электроотопления автономных подстанций, распредустройств на ночное тепловое аккумулирование.

Снижение потерь за счет ликвидации низковольтных (0,4 кВ) сетей с установкой ТП непосредственно в зданиях.

Организация технологического учета электроэнергии, передаваемой в схеме энергоснабжения.

Компенсация реактивной мощности у потребителей (0,4 кВ)

Реконструкция подстанций, замена устаревших трансформаторов с максимальными потерями. Снижение потерь электроэнергии и совершенствование системы коммерческого и технического учета электроэнергии в электрических сетях и у потребителей.

61

  Согласно ГОСТ 13109-97 существует 11 показателей качества электроэнергии:

• установившееся отклонение напряжения;

• размах изменения напряжения;

• доза фликера;

• коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

• коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;

• коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

• коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

• отклонение частоты;

• длительность провала напряжения;

• импульсное напряжение;

• коэффициент временного перенапряжения.

Наиболее часто на предприятиях встречаются следующие проблемы качества электроэнергии: 1. Перепады напряжения Перепады напряжения - основная проблема с качеством электроэнергии в наших сетях. Перепады на-пряжения – кратковременное уменьшение амплитуды питающего напряжения вызывающее сбои в чувст-вительном оборудовании таком, как частотно регулируемые приводы, реле, и роботы. Перепады напряжения часто случаются из-за запуска электродвигателей, включения конденсаторов.  2. Пропадания напряжения Пропадание напряжения – проблема с качеством электроэнергии проявляющаяся как снижение напряжения в сети до нуля, связанная со сбоями генерирующего и передающего оборудования. Пропадание напряжения может вызываться погодными условиями, коммутациями реклоузеров. Пропадание напряжения может быть на 1 или нескольких фазах, имеет короткую продолжительность менее 30 секунд. 3. Фликер напряжения Фликер — субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в электрической сети, питающей эти источники. Колебания напряжения вызываются изменяющейся мощностью, а следовательно и током нагрузки, что вызывает изменение падения напряжения на внутреннем сопротивлении источника питания. При прочих равных условиях чем выше внутреннее сопротивление источника питания, тем выше доза фликера. Эффект фликера вызывает такое оборудование как сварочные трансформаторы, камнедробилки, лесопильные производства, металлорежущие станки. Эта аномалия с качеством электроэнергии может вызвать видимое изменение яркости ламп освещения, а также вызывать сбои в работе оборудования.

60

Изоляция электрических установок

Изоляция электрических установок разделяется на внешнюю и внутреннюю.

К внешней изоляции установок высокого напряжения относят изоляционные промежутки между электродами (проводами линий электропередачи (ЛЭП), шинами распределительных устройств (РУ), наружными токоведущими частями электрических аппаратов и т.д.), в которых роль основногодиэлектрика выполняет атмосферный воздух. Изолируемые электроды располагаются на определенных расстояниях друг от друга и от земли (или заземленных частей электроустановок) и укрепляются в заданном положении с помощью изоляторов.

К внутренней изоляции относится изоляция обмоток трансформаторов и электрических машин, изоляция кабелей, конденсаторов, герметизированная изоляция вводов, изоляция между контактами выключателя в отключенном состоянии, т.е. изоляция герметически изолированная от воздействия окружающей среды корпусом, оболочкой, баком и т.д. Внутренняя изоляция как правило представляет собой комбинацию различных диэлектриков (жидких и твердых, газообразных и твердых).

Внешняя изоляция электроустановок

При нормальных атмосферных условиях электрическая прочность воздушных промежутков относительно невелика (в однородном поле при межэлектродных расстояниях около 1 см ≤ 30 кВ/см). В большинстве изоляционных конструкций при приложении высокого напряжения создается резконеоднородное электрическое поле. Электрическая прочность в таких полях при расстоянии между электродами 1-2 м составляет приблизительно 5 кВ/см, а при расстояниях 10-20 м снижается до 2,5-1,5 кВ/см. В связи с этим габариты воздушных ЛЭП и РУ при увеличении номинального напряжения быстро возрастают.

Внутренняя изоляция электроустановок

Внутренней изоляцией называются части изоляционной конструкции, в которых изолирующей средой являются жидкие, твердые или газообразные диэлектрики или их комбинации, не имеющие прямых контактов с атмосферным воздухом.

Целесообразность или необходимость применения внутренней изоляции, а не окружающего нас воздуха обусловлена рядом причин. Во-первых, материалы для внутренней изоляции обладают значительно более высокой электрической прочностью (в 5-10 раз и более), что позволяет резко сократить изоляционные расстояния между проводниками и уменьшить габариты оборудования. Это важно с экономической точки зрения. Во-вторых, отдельные элементы внутренней изоляции выполняют функцию механического крепления проводников, жидкие диэлектрики в ряде случает значительно улучшают условия охлаждения всей конструкции.

Элементы внутренней изоляции в высоковольтных конструкциях в процессе эксплуатации подвергаются сильным электрическим, тепловым и механическим воздействиям. Под влиянием этих воздействий диэлектрические свойства изоляции ухудшаются, изоляция “стареет” и утрачивает свою электрическую прочность.

Механические нагрузки опасны для внутренней изоляции тем, что в твердых диэлектриках, входящих в ее состав, могут появиться микротрещины, в которых затем под действие сильного электрического поля возникнут частичные разряды и ускорится старение изоляции.

внутренняя изоляция должна обладать более высоким уровнем электрической прочности, чем внешняя изоляция, т.е. таким уровнем, при котором пробой полностью исключаются в течение всего срока службы.

59------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

58 Продольная дифференциальная токовая защита.

Продольная дифференциальная токовая защита применяется на всех генераторах с номинальным напряжением выше 1 кВ и с номинальной мощностью более 1 МВт в качестве основной защиты генератора от всех видов междуфазных КЗ в обмотке статора и на выводах.

Исключение: если генератор с косвенным охлаждением работает в блоке с трансформатором и отсутствует генераторный выключатель, то для защиты такого блока применяется одна продольная дифференциальная защита блока, и отдельная дифференциальная защита генератора отсутствует (ПУЭ /1, п. 3.2.75/).

Защита включается на сумму токов со стороны нейтрали и со стороны линейных выводов генератора.

Защита имеет абсолютную селективность, то есть, не срабатывает при внешних КЗ. Зона защиты ограничена местами установки ТТ.

Защита действует без выдержки времени на отключение поврежденного генератора.

Защита может применяться в двухфазном или в трехфазном исполнении. Для обеспечения чувствительности ко всем междуфазным КЗ достаточно двухфазного исполнения защиты. Трехфазное исполнение защиты применяется по двум причинам:

1. Для повышения надежности срабатывания защиты: при любых междуфазных КЗ срабатывают не менее двух реле из трех.

2. Для обеспечения чувствительности к двойным замыканиям на землю, одно из которых находится в обмотке статора генератора, а другое - в сети генераторного напряжения.

Согласно ПУЭ /1, п. 3.2.36/: "Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю". Во всех остальных случаях защита выполняется трехфазной трехрелейной.

В качестве токовых реле защиты применяются реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ-562 или РНТ-565 или реле с торможением типа ДЗТ-11/5, специально разработанные для дифференциальной защиты генератора.

Ток срабатывания защиты на реле РНТ-565 определяется по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ по формуле:

I_СЗ = К_ОТС*I_{НБ.МАКС} = К_ОТС*К_ОДН*К_АПЕР*f_i*I_{К.ВНЕШН.МАКС}

где: К_ОТС = коэффициент отстройки. Для реле РНТ-565 К_ОТС = 1,3; I_{НБ.МАКС} - максимальный ток небаланса; К_ОДН - коэффициент однотипности ТТ. Если ТТ разного типа, то К_ОДН = 1, если ТТ одного типа, то К_ОДН = 0,5; К_АПЕР - коэффициент апериодической составляющей. Для реле РНТ-565 К_АПЕР = 1; f_i = 10% - погрешность ТТ; I_{К.ВНЕШН.МАКС} - максимальный ток внешнего 

Максимальная токовая защита с пуском по напряжению Максимальная токовая защита с пуском по напряжению (рис. 16.7) обычно выполняется по схеме комбинированного пуска с реле минимального напряжения KV1 и фильтра-реле напряжения ОП KV2. Принцип действия этой схемы, имеющей повышенную чувствительность как при двухфазных, так и при трехфазных КЗ, рассмотрен в § 4.7. Для улучшения чувствительности пуска по напряжению цепи напряжения РЗ обычно питаются от ТН, установленного с той стороны трансформатора, при повреждении на которой должна действовать рассматриваемая РЗ. Рис. 16.7. Максимальная токовая зашита двухобмоточного понижающего трансформатора с пуском от напряжения: а - токовые цепи; б - цепи напряжения; в - оперативные цепи Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению определяется по условию отстройки от номинального тока Iном трансформатора: Ic.з = kотс Iном / kв (16.8)  Ток срабатывания реле МТЗ определяется по выражению Ic.р = Ic.з kcx / KI (16.9)

57

ВВЕДЕНИЕ

Самым частым видом повреждения (до 95%) в сетях 6, 10, 35 кВ являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), сопровождающиеся протеканием через место замыкания емкостного тока и перенапряжениями высокой кратности на элементах сети (двигателях, трансформаторах) в виде высокочастотного переходного процесса. Такие воздействия на сеть приводят в лучшем случае к срабатыванию земляных защит. Отыскание поврежденного присоединения представляется трудоемкой и длительной организационной задачей – поочередное отключение присоединений затягивается на продолжительное время и сопровождается комплексом оперативных переключений для резервирования потребителей. И, как правило, большинство междуфазных замыканий начинается с ОЗЗ. Развитие однофазных замыканий на землю сопровождается разогревом места замыкания, рассеиванию большого количества энергии в месте ОЗЗ и заканчивается отключением потребителя уже защитой МТЗ при переходе ОЗЗ в короткое замыкание. Изменить ситуацию можно применением резонансного заземления нейтрали.

Токи замыкания

При ОЗЗ на землю через место повреждения протекает емкостный ток, обусловленный наличием электрической емкости между фазами сети и землей. Емкость сконцентрирована, в основном, в кабельных линиях, длина которых и определяет общий емкостный ток ОЗЗ (ориентировочно на 1 А емкостного тока приходится 1 км кабеля).

Виды ОЗЗ

Все ОЗЗ делятся на глухие (металлические) и дуговые. Наиболее частым (95% всех ОЗЗ) и наиболее опасным видом ОЗЗ являются дуговые ОЗЗ. Опишем каждый вид ОЗЗ отдельно.

1) с точки зрения уровней перенапряжений на элементах сети наиболее безопасны металлические замыкания на землю (например, падение провода воздушной ЛЭП на землю). В этом случае через место пробоя протекает емкостный ток, не сопровождающийся большими перенапряжениями в виду специфики такого рода ОЗЗ.

2) особенность дуговых ОЗЗ - наличие электрической дуги в месте ОЗЗ, которая является источником высокочастотных колебаний, сопровождающих каждое ОЗЗ.

Способы подавления токов ОЗЗ

Существует два способа подавления токов ОЗЗ.

1) отключение поврежденного присоединения – этот способ ориентирован на ручное либо автоматическое (с использованием средств РЗА) отключение. При этом потребитель в соответствии с категорией переводится на резервное питание или остается без питания. Нет напряжения на поврежденной фазе – нет тока через место пробоя.

2) компенсация емкостного тока в месте замыкания установленным в нейтрали сети реактором, обладающим индуктивными свойствами.

Суть компенсации емкостных токов ОЗЗ

Как было замечено, при замыкании фазы на землю (пробое) через место ОЗЗ протекает емкостный ток. Этот ток при ближайшем рассмотрении обусловлен емкостями двух оставшихся (неповрежденных) фаз, заряженных до линейного напряжения. Токи этих фаз, сдвинутые друг относительно друга на 60 электрических градусов, суммируются в точке повреждения и имеют по величине тройное значение фазного емкостного тока. Отсюда и определяется величина тока ОЗЗ через место повреждения: . Этот емкостный ток можно скомпенсировать индуктивным током дугогасящего реактора (ДГР), установленного в нейтраль сети. При ОЗЗ в сети на нейтрали любого присоединенного к ней трансформатора, обмотки которого соединены в звезду, появляется фазное напряжение, которое, если имеется вывод нейтрали, присоединенный к высоковольтной обмотке реактора L, инициирует индуктивный ток реактора через место пробоя. Этот ток направлен встречно емкостному току ОЗЗ и может его компенсировать при соответствующей настройке реактора (рис. 1)

Необходимость автоматической настройки в резонанс

Для достижения максимальной эффективности ДГР контур, образованный емкостью всей сети и индуктивностью реактора – контур нулевой последовательности сети (КНПС) - должен быть настроен в резонанс на частоте сети 50 Гц. В условиях постоянных переключений в сети (включений/отключений потребителей) емкость сети изменяется, что приводит к необходимости применения плавнорегулируемых ДГР и автоматической системы компенсации емкостных токов ОЗЗ (АСКЕТ). К слову сказать, применяемые в настоящее время ступенчатые реакторы типа ЗРОМ и др. настраиваются вручную, исходя из расчетных данных о емкостных токах сети, и поэтому не обеспечивают резонансной настройки.

Принцип действия АСКЕТ

КНПС настраивается в резонанс устройством автоматической регулировки компенсации типа УАРК.101М, работающим на фазовом принципе. На вход УАРК.101М подаются опорный сигнал (линейное напряжение) и сигнал 3Uo с измерительного трансформатора (например, НТМИ). Для правильной и устойчивой работы АСКЕТ необходимо создать искусственную несимметрию в сети, что делается источником возбуждения нейтрали (ИВН) - либо включением высоковольтной конденсаторной батареи в одну из фаз сети, либо установкой специального несимметричного трансформатора типа ТМПС со встроенным ИВН (с возможностью регулирования коэффициента трансформации с дискретностью 1,25 % фазного напряжения). В последнем случае величина напряжения 3Uo в режиме резонанса и устойчивость работы АСКЕТ остаются постоянными при изменении конфигурации сети (см. формулы ниже). В нейтраль этого же трансформатора устанавливается ДГР (например, типа РДМР). Таким образом, АСКЕТ представляется в виде системы ТМПС+РДМР+УАРК.101М.

О соотношении величин естественной и искусственной несимметрии

. В сети с изолированной нейтралью напряжение на разомкнутом треугольнике НТМИ с учетом коэффициента трансформации соответствует напряжению естественной несимметрии. Величина и угол этого напряжения нестабильны и зависят от различных факторов (погодных,…..и т.д.), поэтому для правильной работы АСКЕТ необходимо создать более стабильный сигнал как по величине, так и по фазе. Для этой цели в КНПС вводится источник возбуждения нейтрали (источник искусственной несимметрии). Если использовать терминологию теории автоматического управления, искусственная несимметрия представляет собой полезный сигнал, используемый для управления КНПС, а естественная – помеха, от которой необходимо отстроиться путем выбора величины искусственной несимметрии. В сетях с наличием кабельных линий с емкостным током 10 и более ампер величина естественной несимметрии, как правило, очень мала [2]. П.5.11.11. ПТЭЭСиС [4] ограничивает величину напряжения несимметрии (естественной + искусственной) в сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, на уровне 0,75% фазного напряжения, а максимальную степень смещения нейтрали на уровне не выше 15% фазного напряжения. На разомкнутом треугольнике НТМИ эти уровни будут соответствовать значениям 3Uo= 0,75В и 15В. Максимальная степень смещения нейтрали возможна в режиме резонанса (рис.2).

Приведем ниже формулы для расчета напряжения 3Uo в режиме резонанса для двух способов создания искусственной несимметрии:

в случае применения конденсатора Co

где Ксм – переключаемый коэффициент смещения фазы В специального трансформатора.

Из формул видно, что в случае применения конденсатора Co величина 3Uo в точке резонанса зависит от емкостного тока сети (Ioz), а в случае применения специального несимметричного трансформатора не зависит.

Минимальное значение 3Uo выбирается, исходя из условия надежной работы устройства УАРК.101М, и составляет 5В.

В вышеприведенных формулах не учитывается величина напряжения естественной несимметрии сети ввиду ее небольших значений. Пример суммарного вектора показан на рис. 3 внизу.

56

Наряду с балансом активных мощностей (формула 8.1) в установившемся режиме энергосистемы в каждый момент времени должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой реактивных мощностей:

 

Qг + Qку + Qb = Qнагр + Qсн + Q,

(9.3)

 

где	Qг - мощность генераторов;
	Qку - мощность компенсирующих устройств;
	Qb - зарядная мощность линий;
	Qнагр - реактивная мощность нагрузки;
	Qсн - реактивная мощность, потребляемая на собственные            нужды электростанций;
	Q - потери реактивной мощности в сетях.

 

Генератор по условию устойчивости своей работы должен выдавать в систему не только активную, но и реактивную мощность:

 

.

(9.4)

 

Дополнительными источниками реактивной мощности служат компенсирующие устройства (п. 9.8) и вырабатываемая ими реактивная мощность связана с напряжением. Так,  мощность синхронного компенсатора (СК) определяется выражением (9.18). Батареи статических конденсаторов (БСК) изменяют свою мощность при изменении напряжения:

 

.

(9.5)

 

Если в каком-нибудь узле электрической сети установлены БСК большой мощности, а напряжение в этом узле понизилось, то в отличие от СК БСК выдают меньшую мощность (в то время как для устойчивой работы двигателей в этом узле реактивную мощность надо увеличить) и могут способствовать условию возникновения лавины напряжения.

Зарядная мощность линий и потери реактивной мощности в сетях также связаны с напряжением, выражения (формулы 3.9, 3.11, 3.19).

Статические характеристики нагрузки по напряжению, приведенные на рис.9.4, показывают, что реактивная мощность имеет более выраженную зависимость от напряжения, чем активная. Так, на 1% изменения напряжения активная мощность изменяется на 0,6-2%, в то время как реактивная мощность изменяется на 2-5%. Степень снижения напряжения на шинах узла нагрузки зависит от свойств той нагрузки, которая подключена к этим шинам. Влияние свойств нагрузки на напряжение системы определяется регулирующим эффектом. Чем выше регулирующий эффект, тем в большей степени нагрузка участвует в сохранении баланса мощности.

Таким образом, все составляющие баланса реактивной мощности связаны с напряжением. Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой  Q_г>Q_п,  то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности Q_г<Q_п  напряжение в сети понижается. Соответственно избыток генерируемой реактивной мощности приводит к повышению, а не недостаток - к понижению напряжения.

55

Изоляторы на воздушных линиях электропередач применяют для изоляции проводов от опор и поддержания проводов. Изоляторы изготавливают из фарфора или закаленного стекла. Эти материалы должны обладать высокой электрической и механической прочностью. По своей конструкции изоляторы делятся на штыревые и подвесные. Штыревые изоляторы (рис. 5.7) применяют при напряжении до 35 кВ. К опорам они крепятся при помощи стальных крюков или штырей, на концы которых перед навинчиванием изолятора одевают пластмассовые колпачки для более прочною соединения изолятора и штыря.

Рис. 5.7. Линейные штыревые изоляторы:  а - ШС-В; б - ШС-10; в - СШ-35; г - ШД-35.

Подвесные изоляторы (рис. 5.8) применяют при напряжении 35 кВ и выше, их собирают в гирлянды. Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения ВЛ, загрязненности атмосферы, материала опор и типа изоляторов. При напряжении ВЛ 35 кВ устанавливают три изолятора в гирлянде, на ЛЭП ПО кВ - 6-8 изоляторов, а на ЛЭП 220 кВ гирлянда состоит из 10-14 изоляторов. Обозначение изоляторов: ПФ-6Б, ПС-6А, ПФГ-5, ШФ20А. ШФ35В, где П - подвесной; С - стеклянный; Ф - фарфоровый; Ш - штыревой; Г -для загрязненной атмосферы; цифра - значение гарантированной электромеханической нагрузки, на которую рассчитан изолятор; буквы А, Б, В - конструктивное исполнение изолятора. 

Рис. 5.8. Подвесные изоляторы для районов с загрязненной атмосферой: а - ПФГ-5; б - ПФГ-6 (НС-2); в - ПФГ-8 (НЗ-6).

Для крепления проводов и тросов к изоляторам, комплектования гирлянд, соединений изоляторов и гирлянд к опорам применяется линейная арматура: зажимы поддерживающие глухие, натяжные клиновые, натяжные болтовые, скобы, серьги, гасители вибрации и т.д. При эксплуатации ВЛ приходится считаться с гололедом, вибрацией и пляской проводов, грозовыми поражениями, разрывами гирлянд и соединений проводов, загниванием и возгоранием деревянных опор. Во время туманов и Дождей при температуре воздуха около -5°С провода ЛЭП покрываются изморозью и гололедом. Происходит это из-за оседания и замерзания на проводе переохлажденных частиц воды. Гололеды прочно удерживаются на проводах, создают не только дополнительные вертикальные нагрузки, но и увеличивают поверхность провода, на которую оказывает давление ветер. Гололед и изморозь чаще всего образуются на ВЛ, расположенных на возвышенных местах, вблизи больших водных поверхностей. Они могут привести к аварийному выходу линии из работы. Чтобы избежать подобных аварий, гололедные образования плавят электрическим током или практикуют механическое удаление. Вибрация проводов возникает при скорости ветра 4-8 м/с, направленном поперек линии. Вследствие вибрации образуются изломы проволок проводов у зажимов. Борьба с вибрацией сводится к тому, что к проводу или тросу на определенном расстоянии от поддерживающих и натяжных зажимов подвешивают гасители вибрации. Гаситель состоит из двух чугунных грузов, соеди ценных стальным тросом. Он имеет частоту собственных колебаний во много раз меньше, чем у провода, и удерживает последний от вибрации. На воздушных линиях, проходящих на открытой местности, при скорости ветра 10-30 м/с и направлении его к оси линии под углом и не в горизонтальной плоскости возникает другое явление, называемое пляска проводов. Пляска проводов объясняется аэродинамическими свойствами провода и чаше всего возникает при наличии на проводе гололедных отложений. Колебания происходят в плоскости, близкой к вертикальной, и приводят к схлестыванию проводов различных фаз, а иногда и к разрывам креплений гирлянд и даже поломке траверс. Для защиты от грозовых поражений применяют грозозащитные тросы, стержневые молниеотводы и разрядники. Возгорание деревянных опор может происходить из-за загрязнения изоляторов, ослабления болтового крепления траверсы со стойкой и из-за слабых контактов между болтами и древесиной траверсы. 5.2. Общие сведении о кабельных линиях. Кабельные линии переменного тока обходятся значительно дороже воздушных линий того же напряжения. Они более трудоемки в сооружении, требуют большего срока для ремонта и более квалифицированного монтажного персонала. При передаче одной и той же мощности по кабельным линиям затраты цветных металлов выше, чем по воздушным. Поэтому кабельные линии прокладывают лишь там, где невозможно или нецелесообразно электроснабжение промплощадки горного предприятия по воздушным линиям. К преимуществам кабельных линий можно отнести: • неподверженность атмосферным воздействиям, например ветру, гололеду, грозовым поражениям и т.д.; • недоступность и скрытость трассы для посторонних лиц. Главными элементами любой кабельной линии являются: • кабель, служащий для передачи электрической энергии; • соединительные муфты, при помощи которых отдельные дли ы кабелей соединяются в одну линию; • концевые муфты (заделки). За начало и конец кабельной линии принимают кабельные наконечники концевых муфт (заделок). Основными составными частями силового кабеля любого напряжения являются: • токопроводящие жилы; • изоляция или изолирующие оболочки, отделяющие токопроводящие жилы друг от друга и от земли; • защитная оболочка, предохраняющая изоляцию от вредного действия влаги, кислот и механических повреждений. Токопроводящие жилы изготовляют из медных или алюминиевых проаолок. Они бывают как одно про полочными (сечением жил до 16 мм₂), так и многопроволочными. По числу силовых жил, кабели бывают одно-, двух-, трех- и четы-рехжильными. Одножильные кабели применяют в трехфазных сетях переменного тока при напряжении ПО кВ и выше; двухжильные - только в сетях постоянного тока; грехжильные - в трехфазных сетях переменного тока напряжением до 35 кВ включительно; четырехжильные - в тех же сетях напряжением до 1000 В. Четвертая жила, называемая нулевой, имеет сечение меньше, чем у основных жил. По форме сечения токопроводящие жилы бывают круглыми, секторными и сегментными. Применение жил секторной и сегментной формы уменьшает диаметр кабеля, а стало быть и затраты на изоляцию и защитные оболочки. Изоляцию жил кабелей выполняют из кабельной бумаги толщиной 0,08-0,17 мм. Слои этой бумаги накладывают в виде лент на токопроводящие жилы кабеля. Толщина изоляции зависит от рабочего напряжения кабеля. Изоляцию кабелей напряжением до 35 кВ пропитывают минеральным маслом и канифолью, а маслонаполненные кабели напряжением 110-220 кВ заполняются минеральным маслом с большой вязкостью и высокой электрической прочностью. Защитные оболочки накладывают поверх изоляции. Защитные оболочки бывают свинцовыми, алюминиевыми и подихлорвиниловымн. Свинцовые оболочки влагонепроницаемы, обладают гибкостью и просты а изготовлении, но тяжелы и недостаточно устойчивы к вибрации. Алюминиевые оболочки легче свинцовых, но обладают малой коррозийной устойчивостью, недостаточно гибкие и их трудно накладывать на изоляцию кабелей. Оболочки всех видов - свинцовые, алюминиевые и полихлорвиниловые защищают кабель от механических повреждений. Для этого на защитную оболочку накладывают слой кабельной сульфатной бумаги или пропитанной пряжи, а затем броню т двух стальных лент или стальных оцинкованных проволок. Проволочная броня не только предохраняет защитную оболочку от механических повреждений, но и воспринимает всевозможные растягивающие усилия, действующие на кабельные линии. Чтобы защитить алюминиевые оболочки от коррозии, поверх сульфатной бумаги накладывают еще две полихлорвиниловые ленты, образующие как бы сплошной чехол. В защите от коррозии нуждается и броня. Ее покрывают двумя слоями кабельной пряжи, пропитанной битумом. На поверхности шахт (кроме взрывоопасных помещений) должны применяться кабели с алюминиевыми жилами. Конструкция бронированного кабеля показана на рис. 5.9.

54

 Геотермальные электростанции (ГеоТЭС)

Ветровые электростанции (ВЭС)

Солнечные электростанции и системы теплоснабжения

Малые ГЭС

Приливные электростанции

53

ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ, ВИДЫ ЗАЩИТ и ТРЕБОВАНИЯ К НИМ

Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны.

При витковых замыканиях (рис. 16.1) токи, идущие к месту повреждения от источников питания, могут быть небольшими. Чем меньше число замкнувшихся витков w_a, тем меньше будет ток I_к, приходящий из сети.

Для ограничения размера разрушения РЗ от повреждений в трансформаторе должна действовать быстро (t = 0,05 -:- 0,1 с).

Рис 16.1. Протекание токов при витковых КЗ в трансформаторе.

Защита от повреждений. В качестве таких РЗ применяются токовая отсечка, дифференциальная и газовая защиты.

На трансформаторах мощностью 200 MB • А и более предусматривается автоматическое пожаротушение водой.

Все изложенное далее в равной мере относится к трансформаторам и автотрансформаторам. Особенности РЗ автотрансформаторов будут оговариваться особо.