4.4. Електрообладнання малих гідроелектростанцій

Система електрообладнання малих гідроелектростанцій умовно поділяється на силовий блок (генератор, підвищувальний трансформатор), блок автоматичного керування та захисту робочого обладнання, блок сигналізації.

Кількість агрегатів зазвичай становить 1–2. Генератор використовують низьковольтний (0,4 кВ) з виведеними трьома фазами та нулем (для створення систем занулення та заземлення). Між генератором та шинами споживача утворюється блок комутації та вимірювання (автоматичні вимикачі, запобіжники, трансформатори струму та контрольно-вимірювальна апаратура).

За способом розміщення вала генератори поділяються на вертикаль­ні та горизонтальні.

Усі вертикальні генератори встановлюють у сухому приміщенні, вони зв’язані з гідротурбіною валом.

Горизонтальні агрегати мають такі конструкційні виконання:

• прямотечійні агрегати з генераторами, в яких ротор розміщено на периферії лопатей осьового робочого колеса турбіни;

• капсульні агрегати, в яких генератор розміщено в капсулі, яку повністю обтікає вода;

• агрегати, в яких генератор розміщено в сухому приміщенні і з’єднано з турбіною валом (найбільш поширена система).

Горизонтальні генератори можуть агрегатуватись із вертикальними турбінами за допомогою відповідної трансмісії.

Залежно від потужності станції, застосовують горизонтальні генератори до 0,5...1 МВт, а вертикальні – у всіх більших за потужністю.

Залежно від типу електромашини, застосовують синхронні та асин­хронні генератори.

Під час конструювання системи електрообладнання станції варто звернути увагу на особливості роботи гідрогенератора, що полягає у стрімкому зниженні навантаження (або його втрати). Регулятор потоку води повністю закриває трубопровід через 2–4 с. Цього часу достатньо, щоб машина досягла та перевищила критичну швидкість (інколи в 2–3 рази номінальну швидкість обертання). З огляду на це, гідрогенераторам крім підсилених конструкційних елементів слід мати підвищені махові маси, що зменшує вплив коливань навантаження. Маховий момент ротора гідроагрегата з відкритою камерою та автоматичним регулятором швидкості обертання визначають так:

де GD² – мінімальний маховий момент, тм²; N – потужність генератора, кВА; n – частота обертання.

Звідси випливає, що для підвищення махового моменту ротора потрібно збільшувати його діаметр, оскільки він змінює момент інерції в квадратичній залежності, а маса (G) – в першому степені.

Згідно з нормативними вимогами гідрогенератори протягом двох хвилин мають витримувати підвищення швидкості обертання на 80 %, а перевантаження за струмом – на 50 %.

4.4.1. Вибір потужності генератора електростанції

Потужність генераторів електростанції має відповідати максимальній потужності найбільш навантаженої ділянки добового графіка з урахуванням втрат на всіх елементах системи передавання електроенергії від джерела до споживача та власні втрати електростанції. Тобто:

де Р_max – потреби потужності за графіком навантаження; Р_пер – втрати потужності під час передавання електроенергії; Р_в.п – втрати електроенергії на власні потреби; cos – коефіцієнт потужності генераторної установки за її номінальної роботи.

Значення коефіцієнта потужності на діючих станціях визначають відповідними приладами або розрахунковим способом за експериментальними даними. Для станцій, що проектуються, його величину беруть як і на аналогічних діючих станціях, що мають схожі навантаження та схему електропостачання, або на основі наближених розрахунків.

У разі роботи гідроелектростанцій в автономному режимі слід враховувати зниження напруги в мережі під час пуску електродвигунів:

де Р_к.з – потужність короткого замикання генератора; Р_з.дв – потужність короткого замикання двигуна.

За автономного режиму допустиме відношення потужності генератора та двигуна (без урахування повітряної лінії та автоматичного регулювання напруги) в режимі холостого ходу генератора Р_г /Р_дв = 5...25, а в разі 50 % навантаження генератора Р_г /Р_дв = 3...15. Конструюючи енергетичний вузол станцій слід враховувати, що максимально допустима втрата напруги під час роботи асинхронних двигунів у мережі не має перевищувати 20 %. Якщо їх немає, то пуск обмежується умовами розгону – початковий момент робочої машини становить одну третину номінального моменту асинхронного двигуна, але допустима втрата напруги становить не більше 40 %. У разі запуску двигуна вхолосту втрати не мають перевищувати 60 % від номінального значення напруги.

На стійкість роботи увімкнутих двигунів впливає не тільки втрата напруги у разі приєднання нових двигунів, але й тривалість часу роботи на пониженій напрузі. Мінімальна допустима втрата напруги становитиме

де U_н – номінальна напруга; k_зав – ступінь завантаження двигуна за моментом;  – перевантажувальна здатність двигуна за моментом.

Так, для двигунів Р_н = 1...15 кВт за М_ст = М_н – const та U = 20 % втрата напруги за умов стійкості не має тривати понад 0,5...1,5 с, а за U = 50 % – не більше 0,05...0,2 с.