По виду отпускаемой энергии

Атомные станции по виду отпускаемой энергии можно разделить на:

· Атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки электрической энергии. При этом на многих АЭС есть теплофикационные установки, предназначенные для подогрева сетевой воды, используя тепловые потери станции.

· Атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию.

6. Гидравлические электрические станции. Некоторые сведения об электрических системах.

Использование энергии текущей и падающей воды известно из­древле. Принцип преобразования этой энергии в электрическую до­статочно прост, если учесть, что прообраз гидротурбины,-"водяное колесо”,- давно используется людьми. Остается подключить синхронный генератор.

В настоящее время ГЭС представляют собой объекты комплекс­ного назначения, обеспечивающие нужды энергетики, водного транс­порта, сельского хозяйства, рыбоводства, коммунального хозяйства и других отраслей. Во многих случаях строительство мощных ГЭС связано с освоением новых районов, например, в Сибири, на Дальнем Востоке.

Понятие "гидравлические станции" включает в себя и морские приливные электростанции (ПЭС) и гидроаккумулирующие электро­станции (ГАЭС), которые рассматриваются ниже.

Сразу отметим ряд достоинств ГЭС, обеспечивающих высокую эффективность этого типа станций.

ГЭС работают на возобновляемом энергоресурсе, использование которого не истощает топливных запасов Земли.

Агрегаты ГЭС обладает очень высокой манёвренностью, способ­ны быстро изменять выдаваемую в энергосистему электрическую мощность. Таким образом, ГЭС способны эффективно работать в периоды кратковременных максимумов (пиков) нагрузки. В аварийных условиях дефицита электрической мощности в энергосистеме ГЭС обеспечивают быстрый ввод дополнительной мощности, что значительно повышает надёжность работы всей системы в целом и по­зволяет уменьшить резервные мощности на ТЭС.

ГЭС лучше других электростанций приспособлена к автомати­ческому управлению и требуют меньше эксплуатационного персо­нала, чем аналогичной мощности ТЭС (в четыре раза) и АЭС (в (шесть раз). Некоторые ГЭС сравнительно небольшой мощности ра­ботают вообще без постоянного обслуживающего персонала полнос­тью в автоматическом режиме.

Существенно и то, что на ГЭС отсутствуют вредные выбросы в атмосферу, воду, почву.

Однако существует и ряд проблем при использовании ГЭС. Преж­де всего ограниченность гидроэнергетических ресурсов, неравно­мерность их распределения, в том числе наличие мощных источни­ков гидроэнергии в удалённых и труднодоступных местах. При со­оружении ГЭС приходится выполнять большие объемы строительных работ, возводить высокие плотины и т.д., что увеличивает сроки строительства да 10...15 лет. Оказывает гидроэнергетика и нега­тивное влияние на экологию, что подробнее рассмотрено ниже.

Таким образом, как и для других типов электростанций, технико-экономическое обоснование строительства ГЭС решается в ком­плексе задач развитии энергетики в целом.

Рассмотрим подробнее работу ГЭС.

Наиболее эффективное использование водотока возможно при концентрации перепадов уровней воды на относительно коротком участке. При наличии естественного водопада решение этой зада­чи упрощается, однако подобные условия встречаются крайне ред­ко. Для использования падения уровня рек, распределённого по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосре­доточению перепада, что может быть осуществлено различиями способами.

Приплотинная схема. На равнинных реках с большим расходом во­ды и малым уклоном сооружают плотины, что обеспечивает подпор
уровня водотока (рис. 1.11). Образующееся при этом водохранилище
может использоваться в качестве регулирующей ёмкости, позволя­ющей периодически накапливать запасы воды и более полно исполь­зовать энергию водотока. При этом различают две схемы расположе­ния здания ГЭС: русловая и собственно приплотинная.

Русловая ГЭС. Ее здание входит в состав водонапорных сооружений и воспринимает давление воды со стороны верхнего бьефа.

Конструкция здания в этом случае должна удовлетворять всем требованиям устойчивости и прочности, предъявляемым к плотинам. ГЭС с русловым зданием строятся при сравнительно небольших напорах - до 40м. Классическим примером такой станции является Волжская ГЭС.

Приплотинная ГЭС. Ее здание располагается за плотиной и не воспринимает давление воды. На крупных современных ГЭС такого типа напор доходит до 300 м. Например, на Саяно-Шушенской ГЭС -242 м.

Рис. 1.11. Компоновка ГЭС

ГВБ, ГНБ – горизонты верхнего и нижнего бьефа; 1 – решетка; 2 – затвор турбинного водовода; 3 – затвор водосброса; 4 – канал водосброса; 5 – гидротурбина; 6 – направляющий аппарат; 7 – аварийный затвор; 8 – генератор; 9 – кабель генераторного напряжения; 10 – трансформатор; 11 – ЛЭП; 12 – турбинный водовод; 13 – спиральная камера; 14 – отсасывающая труба; 15 – тело плотины; 16 – машинный зал.

Деривационная схема. Сосредоточенный перепад воды получается за счет отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон. Благодаря этому уровень воды в конце водовода выше, чем в реке. Эта разность уровней и является напором ГЭС. Различают станции с безнапор­ной и напорной деривацией.

При безнапорной деривации отвод воды от реки осуществляет­ся по открытому каналу или по тоннелю. Для забора воды в дери­вационный канал в русле реки возводится невысокая плотина, со­здающая водохранилище. Вода в канал поступает без напора, а сам канал заканчивается напорным бассейном, из которого вода по трубам подаётся к турбинам. Отработавшая вода отводится обрат­но в русло реки.

При нагорной деривации используются напорные трубопроводы, куда вода подается насосами. Из трубопроводов вода поступает к турбинам, а затем возвращается в реку ниже по течению.

Сооружение деривационных ГЭС целесообразно в горных усло­виях при больших уклонах рек и относительно малых расходах во­ды. В этом случае можно получить напор до 1000 м и соответствен­но большую мощность.

Рассмотрим энергетическое оборудование ГЭС.

Гидротурбины. Для любого типа ГЭС вырабатываемая одной турбиной мощность

кВт, (1.15)

где Q - расход воды через турбину, м³/с; Н - напор, равный раз­ности отметок горизонтов верхнего и нижнего бьефа, м; η - КПД, зависящий от типа и режима работы турбины.

Пример расчета. Определить как изменится мощность пропеллерной турбины, работающей с N_т1 =100% N_т, если при неизменном напоре расход воды уменьшается на 30%.

Решение. Изменение мощности, обусловленное уменьшением расхода воды, находится по (1.15)

Изменение кпд определяется по номограммам [6] и при N_т1 =100% N_т η ₁ =90%, а при N_т2 = 70% N_т η ₂ =80%. Таким образом,

Здесь индекс 1 соответствует исходному, а индекс 2- новому режиму работы гидротурбины.

По конструкции различают два класса гидротурбин: активные и реактивные. В активной турбине используется динамическое давление воды. Потенциальная энергия гидростатического давле­ния в суживающейся насадке превращается в кинетическую энер­гию движения воды. Это, как правило, высоконапорные турбин. В реактивной турбине используется статическое давление воды при реактивном эффекте, что предпочтительней на равнинных реках с большим расходом воды и относительно малым напором.

Наиболее распространенные активные турбины - ковшевые. Ра­бочее колесо (рис.1.12) такой турбины выполняется в виде дис­ка 1, закреплённого на валу 2. Оно вращается в воздухе. По ок­ружности диска равномерно расположены ковшевые лопасти 3. Под­вод воды осуществляется посредством сопла 4, внутри которого расположена регулирующая игла 5. В сопле энергия воды обраща­ется в кинетическую и, создавая давление на лопатки, приводит во вращение рабочее колесо. Изменение положения иглы регулиру­ет подачу (расход) воды и мощность турбины. Конструкции ковше­вых турбин разнообразны и отличаются по расположению вала (го­ризонтальное и вертикальное) по числу сопл и рабочих колее на одном валу и т. д. эти турбины используются в диапазоне напора 300...1000 м, при диаметре рабочего колеса до 7,5 м и мощ­ности до 200 МВт.

Реактивные турбины по конструкции могут быть поворотно-лопастными (рис.1.12), радиалъно-осевыми, пропеллерными, двухперовыми, диагоналъными. Эти турбины работают полностью погружён­ными в воду. Энергия воды отдаётся всем лопастям 6 рабочего колеса одновременно. Лопасти крепятся на втулке 7 и могут по­ворачиваться вокруг своей оси, перпендикулярной оси вала 2. Во­да подаётся на лопатки из спиральной камеры 8 через направляющий аппарат 9. Спиральная камера обеспечивает равномерный под­вод воды ко всем лопаткам одновременно, а направляющий аппарат обеспечивает необходимые углы подачи воды. Двойное регулирование угла подачи вода (направляющим аппаратом и поворотом лопастей) обеспечивает автоматическое поддержание высокого кпд турбины в широком диапазоне изменения мощности. Поворотно-лопастные тур­бины используются в диапазоне напоров 3...75 м. Их мощность до­стигает 200 МВт.

Наибольшую мощность позволяют получить современные реактив­ные турбины радиально-осевого типа. Например, такие турбины на Саяно-Шушенекой ГЭС имеют мощность 640 МВт.

Рис.1.12. Конструкции гидротурбин:

а-активная (ковшевая); б-реактивная (поворотно-лопастная)

Для реактивных турбин особое значение имеет обеспечение бескавитационных условий работы. Кавитация представляет собой физическое явление, возникающее при быстром течении жидкости и попадании ее на препятствие - лопатки турбины. При этом в силу определенных процессов могут возникать гидравлические микроудары с давлением до нескольких сотен МПа, что способно разрушить ме­талл и бетон. Снижение кавитации достигается правильным выбором типа турбины в соответствии с напором, ее быстроходности, распо­ложением турбины относительно нижнего бьефа, а также применением особо стойких материалов (хромоникелевая сталь) и их тщательной обработкой. Подробнее см. [6].

Для наиболее полного преобразования энергии воды в механи­ческую энергию для всех типов турбин скорость движения лопаток выбирается такой, что на их выходе абсолютная скорость движения воды равна нулю. При этом частота вращения вала турбины

, 1/мин (1.16)

где n_s - коэффициент быстроходности турбины, численно равный частоте

вращения вала турбины данного типа при мощности и на­поре соответственно 0,736 кВт и 1 м.

Учитывая, что вал турбины связан с валом генератора, а часто­та переменного тока неизменна, частота вращения вала турбины зависит от параметров, входящих в выражение (1.1б), и числа пар полюсов генератора. Обычно при больших напорах используются турбины с малым значением коэффициента быстроходности и нао­борот. Реально частота вращения вала гидротурбин составляет от 16,66 до 1500 1/мин.

Пример расчета. Определить коэффициент быстроходности турбины при = 16 МВт, =82 м, =750 1/мин.

Решение. В соответствии с (1.16)

Контрольное задание. Определить коэффициент быстроходности гидротурбины при исходных данных, указанных в таблице.1.9. Номер варианта соответствует последней цифре номера зачетной книжки.

Таблица.1.9. Исходные данные для контрольного задания.

Параметр	Вариант
, м/с
, м
, %
, 1/мин	187,5	93,75			187,5			93,75		93,75

Синхронные генераторы ГЭС. Различия в принципе действия генераторов ГЭС и ТЭС нет. Конструктивные отличия гидрогенераторов в основном следующие: во-первых, вертикальное расположение вала, что обусловлено компановкой ГЭС, во-вторых, ротор гидрогенератора обычно выполняется явнополюсным. Это становится возможным из-за небольшой частоты вращения вала гидрогенератора и, следовательно, сравнительно небольших центробежных сил, действующих на ротор. Явнополюсная конструкция позволяет уменьшить расход металла и массу ротора.

Комплексное использование гидроресурсов. Гидроузел является сложным инженерно-хозяйственным объектом. Помимо собственно ГЭС и водохранилища в его состав входят системы безвозвратной подачи воды потребителям (промышленным, бытовым, сельскохозяйст­венным и другим объектам) и системы водопользователей, возвра­щающих воду или вообще не изымающих ее из оборота водотока (водный транспорт, рыбоводческие и рыболовные хозяйства и т.д.). Обычно в состав гидроузла входят шлюзовые системы прохода судов и системы проводки нерестовой рыбы. Весь этот комплекс предъявляет свои требования к объему и качеству потребляемой воды, к временному режиму водопотребления. При этом важнейшей задачей является регулирование речного стока водохранилищами ГЭС. Естественный сток рек очень неравномерен. Например, в половодье за 1…3 месяца проходит 60...70% годового стока. Интен­сивность стока изменяется также из года в год (дожди, засуха). На эти изменения накладывается неравномерная потребность в электрической энергии, а значит и в запасах воды. Потребление электроэнергии зависит от времени суток, дня недели, погодных условий, времени года и ещё целого ряда факторов, многие из ко­торых являются случайными. Всё это приводит к необходимости регулирования стока с помощью водохранилищ, где задерживается избыточный естественный приток, когда он превышает спрос потребителей и расходуется, когда этот спрос больше притока. Для учета изложенных факторов на практике применяют различные циклы регулирования: суточный, недельный, годичный, многолетний.

Разумное планирование всей системы гидроузла в целом, учёт каскадности гидросооружений (например, Волжский каскад ГЭС) и режима гидропотока способны обеспечить экономический, хозяйственный, социальный эффект значительно выше, чем собственно ГЭС.

Гидроаккумулирующие ГЭС. Принцип действия ГАЭС (рис.1.13) основан на использовании потенциальной энергии воды верхнего естественного или искусственного бассейна 1 в периоды, когда необходима выработка электроэнергии (обычно в часы утреннего и вечернего пика нагрузки). В это время вода по водоводу 2 поступает в здание ГАЭС 3 на гидротурбину и затем сбрасывается в нижний бассейн 4 также естественный или искусственный. В ночные часы, когда в энергосистеме имеется избыток мощности, вода из нижнего бассейна закачивается насосами в верхний бассейн. Запасается энергия для нового цикла работы.

Рис.1.13. Схемы ГАЭС:

а -принцип работы ГАЭС; б -компановка агрегатов станции четырехмашинная; в -компановка трехмашинная; г- компановка двухмашинная

Различают ГАЭС чистого аккумулирования и смешанного типа. У ГАЭС чистого или простого аккумулирования верхний бассейн не имеет притока воды. Работа происходит на одном и том же объеме воды, перекачиваемом из нижнего бассейна и срабатывае­мом в турбинном режиме из верхнего бассейна в нижний. Лишь небольшие потери воды происходят в результате испарения и инфильтрации. У ГАЭС смешанного типа в верхний бассейн имеется приток воды, и станция может работать в турбинном режиме не только за счёт насосной подачи, но и на естественном стоке.

По количеству машин различают четырех-, трех- и двухмашин­ные схемы агрегатов ГАЭС (рис.1.13.). В их состав входят тур­бина 5, генератор 6, насос 7, двигатель 8. Двухмашинную схему, при которой на ГАЭС устанавливаются агрегаты, способные выполнять функции, как турбины, так и насоса, и состоящие каждый из обра­тимой гидромашины и реверсивной электромашины, следует считать наиболее совершенной и экономичной. Преимущества этой системы: относительно малая металлоемкость, простота эксплуатации, малые габариты машинных залов.

ГАЭС выполняют в современных энергосистемах роль маневрен­ной мощности, мобильного резерва, способствуют повышению надёж­ности электроснабжения и экономии органического топлива. Они используются для покрытия пиковой части графиков электричес­кой нагрузки, для участия в регулировании частоты и мощности, для, улучшения режимов работы ТЭС и АЭС. В частности, ГАЭС очень хорошо сочетаются по режиму своей работы с ГРЭС и АЭС, которые неэкономично, технически невозможно и бессмысленно останавли­вать ночью в период значительного спада электрической нагруз­ки. Избыточная ночная мощность ГРЭС и АЭС как раз и может быть использована для закачивания воды в верхние бассейны ГАЭС.

В настоящее время построены и проектируется достаточно мощные ГАЭС: 2400 МВт в ФРГ, 2000 МВт в США, 1200 МВт в России (Загорская ГАЭС) и др.

Отметим работающие по этому же принципу гидроаккумулирующие электростанции. В них рабочим телом является инертный газ, закачиваемый (аккумулируемый) под большим давлением в емкость (обычно подземные естественные полости). Запасенный таким об­разом газ работает в газовых турбинах, обычно в часы пиковых нагрузок. Наиболее мощная электростанция такого типа работает в США-220 МВт.

7. Общие рекомендации по выбору метода определения расчетных нагрузок.

Общие рекомендации по выбору метода определения расчетных электрических нагрузок следующие:

1. Для определения расчетных нагрузок по отдельным группам приемников и узлам напряжением до 1000 В следует использовать метод упорядоченных диаграмм и статистический метод.

2. Для определения расчетных нагрузок напряжением выше 1000 В необходимо применять методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов Км, Кф и др.

3. При ориентировочных расчетах возможно применение метода расчета по установленной мощности и коэффициенту спроса, а в некоторых частных случаях – по удельным показателям потребления электроэнергии.

Несмотря на рекомендации и требования СН 174-75 о применении Ки и Км для определения электрических нагрузок, пока для угольных шахт действует методика расчета нагрузок по установленной мощности и коэффициенту спроса. Поэтому для группы однородных по режиму работы приемников расчетная нагрузка для угольных шахт определяется из выражений:

Pp=KcPH,

Qp=Pptgφ,

где Кс – коэффициент спроса характерной группы приемников; Qp – расчетная реактивная нагрузка группы приемников; tgφ – соответствует характерному для данной группы приемников Cosφ.

При определении электрических нагрузок следует принимать коэффициенты спроса и мощности. При этом значения коэффициентов спроса для очистных и подготовительных работ следует использовать при расчете суммарных нагрузок по этим видам работ по шахте в целом.

Расчет электрических нагрузок (кВ.А) одного подземного участка шахты производится по формуле

где - суммарная рабочая номинальная мощность электроприемников участка, кВт; Kc – коэффициент спроса по участку; Cosφ – коэффициент мощности по участку.

Значение коэффициента спроса определяют по формулам Центрогипрошахта, исходя из следующих положений.

1. Если механизация добычи угля или подготовительных работ осуществляется без электрической блокировки очередности пуска электродвигателей, коэффициент спроса следует определять из отношения

Кс=0,286+0,714Pнм/ ,

где Pнм – номинальная мощность наиболее мощного электродвигателя в группе (комбайн, конвейер, проходческая машина и т.п.), кВт.

2. Если для механизации добычи угля применяются комплексы с механизированной крепью с автоматической электрической блокировкой очередности пуска электродвигателей, входящих в состав комплекса, то принимая коэффициент одновременности близким к единице, коэффициент спроса определяют по формуле

Кс=0,4+0,6Pнм/ .

Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения в соответствии со структурой определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел, с учетом приведенного ниже коэффициента разновременности максимумов нагрузки, т.е. по выражению

,

где - сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников; -

-сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников. Нижнее значение коэффициента принимается по формуле. Нижнее значение коэффициента принимается при большем количестве присоединений, а верхнее – при меньшем.

8. Способы определения приведенного числа приемников.

Определение приведённого числа приёмников

Большинство коэффициентов, описывающих графики нагрузок применимы как для отдельных электроприёмников, так и для групп электроприёмников. В случаях, когда потребляемая мощность электроприёмников в группе равна, то расчёт затруднений не вызывает. Когда мощность приёмников различна, следует привести все электроприёмники в группе к одинаковой мощности.

Под приведённым (эффективным) числом приёмников группы n_п, различных по номинальным мощностям и режиму работы понимается такое число однородных по режиму работы приёмников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же расчётную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа различных по мощности и режиму работы электроприёмников:

. (1.10)

Согласно формуле, если все приёмники в группе имеют одинаковую мощность, то n_п=n, а если различную, то n_п< n.

Определение средних нагрузок

Важное значение при расчёте электропотребления и оценки потерь электроэнергии имеют средняя мощность за наиболее загруженную смену P_см, Q_см и среднегодовая мощность P_сг, Q_сг. Величины P_см, Q_см находят исходя из удельных расходов электроэнергии, которые известны для большинства производств.

Средняя активная мощность за наиболее загруженную смену P_см определяется путём умножения суммарной номинальной мощности группы электроприёмников на их групповой коэффициент использования:

P_см=k_и,аP_ном (1.11)

Средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену Q_см может определяться:

1) путём умножения суммарной номинальной реактивной мощности группы приёмников на их групповой коэффициент использования:

Q_см=k_и,рQ_ном (1.12)

2) путём умножения средней активной мощности P_см на tgφ, соответствующий групповому коэффициенту мощности cosφ:

Q_см= P_см tgφ, (1.13)

где tgφ- это отношение реактивной мощности к активной ().

Среднегодовая мощность, потребляемая предприятием находится из соотношения:

, (1.14)

, (1.15)

где А_а.г, А_р.г – активная и реактивная потребляемая электроэнергия за год, Т_г – годовой фонд рабочего времени.

9. Отклонения и размах колебаний частоты. Отклонения напряжения.

Колебания напряжения.

Размах колебаний частоты характеризуется разностью между наибольшим и наименьшим значениями основной частоты за определенный промежуток времени. [ 1 ]

Размахом колебаний частоты называется разность между наибольшим / нш б и наименьшим / ном. [ 2 ]

Изменения отклонений иразмаха колебаний частоты даже в жестко установленных пределах влияют на работу приемников электроэнергии и на надежность некоторых типов электрооборудования. Асинхронные и синхронные электродвигатели с постоянным моментом на валу изменяют частоту вращения со в зависимости от частоты сети. [ 3 ]

Вопросы влияния отклонений иразмаха колебаний частоты на работу приемников электроэнергии промышленных предприятий к настоящему времени изучены недостаточно полно. [ 4 ]

Качество электрической энергии у ее приемников определяется следующими показателями: отклонением частоты, отклонением напряжения, размахом колебания частоты, размахом изменения напряжения, коэффициентом несимметрии и неуравновешенности напряжений (при питании от электрических сетей трехфазного тока), коэффициентом несинусоидальности напряжения. [ 5 ]

Для однофазной сети нормируется пять показателей качества: отклонение напряжения; отклонение частоты; размах колебаний яа-иряжения; размах колебаний частоты; коэффициент несинусоидадь-иорти. [ 6 ]

В соответствии с ГОСТ 13109 - 67 и дополнениями к нему показателями качества электрической энергии у ее приемников являются следующие (при питании от электрических сетей трехфазного тока): отклонение частоты, отклонение напряжения, размах колебаний частоты, размах изменения напряжения, коэффициенты несинусоидальности и неуравновешенности напряжения, коэффициент несимметрии напряжения. [ 7 ]

Первый путь - снизитьразмах колебаний частот вращения каждой шарошки путем соответствующего координированного расположения зубьев по венцам, второй - взаимно согласовать фазы колебаний частот вращения всех шарошек долота, при котором воздействие на момент, связанное со снижением частоты вращения одной шарошки, компенсируется противоположным воздействием двух других шарошек. [ 8 ]

Вышеуказанные нормы регламентируют предельные изменения двух параметров электроэнергии: частоты и напряжения. По [66] установлено шесть ПКЭ: отклонение иразмах колебаний частоты, отклонение и размах колебаний напряжения, коэффициенты обратной последовательности и искажения синусоидальности напряжения. [ 9 ]

Отклонение частоты длительно допускается в пределах 0 1 Гц и временно - в пределах 0 2 Гц. Приведенные нормы по частоте относятся к показателю, определяемому как усредненное значение отклонения частоты за 10 мин. Размах колебаний частоты не должен превышать 0 2 Гц. Частота тока может поддерживаться в пределах нормы только энергосистемой. [ 10 ]

Отклонение напряжения – отличие фактического напряжения в установившемся режиме работы системы электроснабжения от его номинального значения.

Отклонение напряжения в той или иной точке сети происходит под воздействием медленного изменения нагрузки в соответствии с её графиком.

Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения на его выводах. При снижении напряжения уменьшается вращающий момент и частота вращения ротора двигателя, так как увеличивается его скольжение. Для двигателей, работающих с полной нагрузкой, понижение напряжения приводит к уменьшению частоты вращения. Если производительность механизмов зависит от частоты вращения двигателя, то на выводах таких двигателей рекомендуется поддерживать напряжение не ниже номинального. При значительном снижении напряжения на выводах двигателей, работающих с полной нагрузкой, момент сопротивления механизма может превысить вращающий момент, что приведет к «опрокидыванию» двигателя, т.е. к его остановке. Снижение напряжения ухудшает условия пуска двигателя, так как при этом уменьшается его пусковой момент. В случае снижения напряжения на зажимах двигателя реактивная мощность намагничивания уменьшается (на 2–3 % при снижении напряжения на 1 %), при той же потребляемой мощности увеличивается ток двигателя (можно считать, что при U = –10 %, ток двигателя возрастет на 10 % от номинального значения), что вызывает перегрев изоляции. Если двигатель длительно работает при пониженном напряжении, то из-за ускоренного износа изоляции срок службы двигателя уменьшается. Снижение напряжения приводит также к заметному росту реактивной мощности, теряемой в реактивных сопротивлениях рассеяния линий, трансформаторов и асинхронных двигателей (АД).

Повышение напряжения на выводах двигателя приводит к увеличению потребляемой им реактивной мощности. При этом удельное потребление реактивной мощности растет с уменьшением коэффициента загрузки двигателя. В среднем на каждый процент повышения напряжения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и более, что, в свою очередь, приводит к увеличению потерь активной мощности в элементах электрической сети.

Влияние изменения напряжения на синхронные двигатели (СД) во многом аналогично описанному выше для АД. Основные отличия состоят в том, что частота вращения не зависит от напряжения. Ток возбуждения для машинного возбудителя не зависит от напряжения сети, а при возбуждении от выпрямительной установки – пропорционален напряжению.

С изменением напряжения сети изменяется реактивная мощность СД, что имеет важное значение, если СД используется для компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения (СЭ). Характер изменения реактивной мощности, зависящей от режима тепловой нагрузки СД, при отклонении напряжения сети определяется рядом конструктивных параметров и показателей режима работы СД.

Машины постоянного тока. Изменение амплитудных значений напряжения оказывает заметное влияние на работу электрических машин постоянного тока. При этом существенное значение имеют система возбуждения машины и степень насыщения магнитных цепей. Частота вращения для двигателей постоянного тока с независимым возбуждением меняется прямо пропорционально изменению напряжения сети. Напряжение между пластинами коллектора, а следовательно, и его износ также зависит от напряжения сети.

Лампы накаливания характеризуются номинальными параметрами: потребляемой мощностью, световым потоком световой отдачей и средним номинальным сроком службы. Эти показатели в значительной мере зависят от напряжения на выводах ламп накаливания. При снижении напряжения наиболее заметно падает световой поток. При повышении напряжения сверх номинального увеличивается световой поток, мощность лампы и световая отдача, но резко снижается срок службы ламп и в результате они быстро перегорают. При этом имеет место и перерасход электроэнергии.

Люминесцентные лампы менее чувствительны к отклонениям напряжения. При повышении напряжения потребляемая мощность и световой поток увеличиваются, а при снижении – уменьшаются, но не в такой степени как у ламп накаливания. При пониженном напряжении условия зажигания люминесцентных ламп ухудшаются, поэтому срок их службы, определяемый распылением оксидного покрытия электродов, сокращается как при отрицательных, так и при положительных отклонениях напряжения.

При отклонениях напряжения на ±10 % срок службы люминесцентных ламп в среднем снижается на 20–25 %. Существенным недостатком люминесцентных ламп является потребление ими реактивной мощности, которая растет с увеличением подводимого к ним напряжения.

Отклонения напряжения отрицательно влияют на качество работы и срок службы бытовой электронной техники (радиоприемники, телевизоры, телефонно-телеграфная связь, компьютерная техника).

Вентильные преобразователи обычно имеют систему автоматического регулирования постоянного тока путем фазового управления. При повышении напряжения в сети угол регулирования автоматически увеличивается, а при понижении напряжения уменьшается. Повышение напряжения на 1 % приводит к увеличению потребления реактивной мощности преобразователем примерно на 1–1,4 %, что приводит к ухудшению коэффициента мощности. В то же время другие показатели вентильных преобразователей с повышением напряжения улучшаются, и поэтому выгодно повышать напряжение на их выводах в пределах допустимых значений.

Отклонения напряжения отрицательно влияют на работу электросварочных машин: например, для машин точечной сварки при отклонениях на ±15 % получается 100 % брак продукции.

Чрезмерно высокие отклонения напряжения могут представлять опасность с точки зрения электрического пробоя главной изоляции аппаратов напряжением выше 1 кВ. При этом, чем выше класс номинального напряжения аппарата, тем больше опасность потенциального пробоя изоляции. Чрезмерное повышение напряжения в сети приводит к росту токов нагрузок и мощности короткого замыкания (КЗ), что вызывает ускоренный износ коммутационных аппаратов и может сказаться на их коммутационной способности. Для аппаратов с электрическими схемами включения реальную опасность представляет перегрев и преждевременный выход из строя элементов схемы управления, находящихся во включенном состоянии достаточно длительное время. Понижение напряжения ниже номинального может сказаться только на качестве выполняемых коммутационных операций.

Таким образом, колебания напряжения приводят к значительному ущербу, поэтому, ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в пределах соответственно?Uyнор = ± 5 % и?Uyпред = ±10 % номинального напряжения сети.

Обеспечить эти требования можно двумя способами: снижением потерь напряжения и регулированием напряжения.

Снижение потерь напряжения достигается:

– оптимальным выбором сечения проводников линий электропередач по условиям потерь напряжения;

– применением продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии;

– компенсацией реактивной мощности для снижения ее передачи по электросетям, с помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в режиме перевозбуждения.

Регулирование напряжения:

– в центре питания регулирование напряжения осуществляется с помощью трансформаторов, оснащённых устройством автоматического регулирования коэффициента трансформации в зависимости от величины нагрузки;

– напряжение может регулироваться на промежуточных трансформаторных подстанциях с помощью трансформаторов, оснащённых устройством переключения отпаек на обмотках с различными коэффициентами трансформации.

Под отклонением частоты тока понимают изменение опорной частоты электрической системы от его определенной номинальной величины.

Частота электрической системы прямо зависит от частоты вращения генераторов, питающих данную систему. И из-за колебаний динамического баланса между нагрузками и выработкой энергии происходит слабые отклонения частоты. Величина и продолжительность сдвига частоты зависит от характеристик нагрузки и от быстродействия системы контроля генераторов к изменениям нагрузки.

Изменения частоты, которые превышают лимиты, принятые для нормального режима работы энергосистемы, могут быть вызваны ошибками в системе передачи энергии: разъединение больших нагрузок или выключение мощного источника выработки энергии.

В современных взаимосвязанных энергосистемах значительные изменения частоты случаются редко. Существенные изменения частоты более свойственны нагрузкам, которые получают энергию от одного изолированного генератора. В таких случаях внутри маленького круга потребителей решение управляющего резко сократить нагрузки может не совпасть с возможностями оборудования, чувствительного к изменениям частоты.

Колебания частоты характеризуются разностью между наибольшим и наименьшим значениями основной частоты за определенный промежуток времени. Размах колебаний частоты не должен превышать ее указанных допустимых отклонений. Причина глубоких длительных снижений частоты – дефицитность баланса мощности или энергоресурсов в энергосистеме.

Жесткие требования стандарта к отклонениям частоты питающего напряжения обусловлены значительным влиянием частоты на режимы работы электрооборудования и ход технологических процессов производства.

Анализ работы предприятий с непрерывным циклом производства показал, что большинство основных технологических линий оборудовано механизмами с постоянным и вентиляторным моментами сопротивлений, а их приводами служат асинхронные двигатели. Частота вращения роторов двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя.

Наиболее чувствительны к понижению частоты двигатели собственных нужд электростанций. Снижение частоты приводит к уменьшению их производительности, что сопровождается снижением располагаемой мощности генераторов и дальнейшим дефицитом активной мощности и снижением частоты (имеет место лавина частоты).

Такие ЭП, как лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые электрические печи на изменение частоты практически не реагируют.

Кроме этого, пониженная частота в электрической сети влияет на срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы, реакторы со стальным магнитопроводом), за счет увеличения тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных сердечников.

10. Несинусоидальные режимы в системах промышленного электроснабжения. Несимметрия напряжений.

Несинусоидальные режимы являются в большинстве случаев неэкономичными и могут быть технически недопустимыми. Для решения задач оценки экономичности и допустимости этих режимов, а также для выбора мероприятий по снижению уровня несинусоидальности необходимо более точное моделирование элементов сети, нагрузок и источников питания.

Элементы сети при расчете несинусоидальных режимов обычно представляются в виде схем замещения с линейными сопротивлениями и проводимостями [2]. Однако в действительности часть этих сопротивлений и проводимостей являются нелинейными. Одним из видов этой нелинейности является нелинейность активных сопротивлений проводников вследствие температурной зависимости, которая выражается формулой

, (1)

где: R₀ — активное сопротивление при нуле градусов Цельсия;

α — температурный коэффициент сопротивления;

Θ _п – температура проводника;

R – активное сопротивление при температуре Θ _п.

Сопротивление элементов сети может за счет изменений температуры изменяться примерно на 40% и, настолько же могут измениться и потери мощности. Следовательно, в расчетах необходимо учитывать температуру.

Для того чтобы рассчитать несинусоидальный режим с учетом температуры, необходимо в той или иной форме задать функциональную зависимость температуры проводников от параметров режима электрической сети. Эта зависимость для разных элементов сети имеет разный вид, который определяется уравнениями теплового баланса. В простейшем случае при симметричной токовой нагрузке в стационарном тепловом режиме уравнение теплового баланса имеет следующий вид:

, (2)

где: I_ν — действующее значение тока ν-й гармоники;

R_{ν ,0} — активное сопротивление току ν-й гармоники при нуле градусов Цельсия;

A — коэффициент теплоотдачи;

Θ _окр — температура окружающей среды.

Рисунок 1. Исследуемая схема СЭС

В ходе проводимых исследований автором ставилась задача оценить степень влияния учета высших гармоник на потери активной мощности.

Так, для схемы, представленной на рисунке 1 проводился ряд вычислительных экспериментов.

Так как температура проводника определяется всем спектром гармоник тока, то для расчета несинусоидальных режимов с учетом температуры метод наложения в чистом виде неприменим. Поэтому в разработанной методике предлагается использование итерационного подхода. Последовательность расчета в стационарном тепловом режиме представляет собой следующее:

1. Задаются начальные приближения температур проводников;

2. Производится расчет несинусоидального режима по методу наложения при принятых температурах;

3. Из уравнений теплового баланса определяются следующие приближения температур и сравниваются с предыдущими. Если все расхождения (невязки) находятся в пределах заданной точности, то расчет заканчивается. В противном случае осуществляется возврат к пункту 2.

Если тепловой режим нестационарен, то уравнения теплового баланса являются дифференциальными. В этом случае режим сети изменяется во времени и может быть рассчитан путем численного решения уравнений нагрева совместно с электрическими уравнениями например, с уравнениями узловых потенциалов. Уравнения теплового баланса элементов сети приведены в таблице 1.

Таблица 1.