double arrow

Маломасляные выключатели

В маломасляных выключателях в качестве изоляции токоведущих частей друг от друга и дугогасительных устройств от земли применяются различные твердые изоляционные материалы (керамика и т.п.). Масло служит только для выделения газа. Каждый разрыв цепи снабжается отдельной камерой с дугогасительным устройством, обычно выполненным с поперечным дутьем. В отключенном положении подвижный контакт находится выше уровня масла для повышения электрической прочности разрыва, т.к. малый объем масла из-за загрязненности продуктами разложения теряет свои диэлектрические свойства. Для удержания паров масла при гашении дуги от уноса вместе с продуктами разложения в конструкции предусмотрены маслоотделители. При больших номинальных токах применяются две пары контактов (рабочие и дугогасительные). Рабочие контакты находятся снаружи выключателя, а дугогасительные внутри. При помощи регулирования длины дугогасительных контактов обеспечивается отключение сначала рабочих контактов (без появления дуги), а затем - дугогасительных.

Достоинства маломасляных выключателей:

  • небольшое количество масла
  • относительно малая масса

Недостатки:

  • Необходимость контроля и доливки масла

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых (ЗРУ) и открытых (ОРУ) распределительных устройствах всех напряжений.

Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые». Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6—10 кВ подвесного типа. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.

Конструкция маломасляных выключателей 35 кВ и выше продолжает совершенствоваться с целью увеличения номинальных токов и отключающей способности. В мировой практике маломасляные выключатели изготовляются на напряжения до 420 кВ.

Достоинствами маломасляных выключателей являются небольшое количество масла, относительно малая масса, более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам, возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Область применения маломасляных выключателей — закрытые распределительные устройства электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35 и 110 кВ, комплектные распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ и открытые распределительные устройства 35, 110 и 220 кВ.

  1. Требования к конструкциям ОРУ.

  1. Назначение рабочих и защитных заземлителей. Конструкции заземляющих устройств.

Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением их с заземляющим устройством.
Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлителем называется металлический проводник или группа проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей.
Заземляющими проводниками называются металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановок с заземлителем.
Если через заземлитель пропустить ток, то на самом заземлителе и в точках земли, расположенных в непосредственной близости от него, возникнут потенциалы (относительно бесконечно удаленной точки), распределение которых показано на рис. 8-6. Из рисунка видно, что с удалением от места расположения заземлителя потенциал уменьшается, так как поперечное сечение земли, через которое протекает ток, увеличивается. В удаленных точках потенциалы близки к нулю. Таким образом, в качестве точек нулевого потенциала могут служить точки, достаточно удаленные от заземлителя, потенциалы которых практически равны нулю. Обычно достаточно расстояние несколько десятков метров. Крутизна кривой распределения потенциалов зависит от проводимости грунта: чем больше проводимость грунта, тем более пологую форму имеет кривая, тем дальше расположены точки нулевого потенциала.
Сопротивление, которое оказывает току грунт, называется сопротивлением растеканию. В практике сопротивление растеканию относят не к грунту, а к заземлителю и применяют сокращенный условный термин «сопротивление заземлителя».
Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току, протекающему через заземлитель
(8-9)

Таким образом, сопротивление заземляющего устройства включает сопротивление заземлителя (активное) и сопротивление заземляющей сети (активное и индуктивное, доля индуктивного сопротивления растет при применении стальных проводников).
Удельное сопротивление грунта зависит от его характера, от температуры, от содержания в нем влаги и электролитов. Наибольшее сопротивление имеет место в зимнее время при промерзании грунта и в летнее время при его высыхании. Измерение удельного сопротивления грунта необходимо при проектировании заземляющих устройств, чтобы не затратить излишние средства на сооружение заземлений (а это будет ясно лишь по окончании работ по устройству заземления), а также чтобы не пришлось уже после сооружения установки осуществлять дополнительные мероприятия по расширению заземляющих устройств.
С целью получения достоверных результатов измерения удельного сопротивления грунта следует производить в теплое время года, а увеличение сопротивления вследствие высыхания или промерзания грунта учитывается повышающими коэффициентами (см. табл. 8-8).
Для устройства заземлений в установках переменного тока следует в первую очередь использовать естественные заземлители. Естественные заземлители - это различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопровод, металлические оболочки кабелей, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение с землей.
В водопроводной сети, если трубы не изолированы от земли и выполнены из стали или чугуна, происходит растекание тока в землю на большом протяжении. Водопроводные трубы укладываются ниже глубины промерзания (и высыхания), и поэтому сопротивление растеканию можно считать постоянным в течение всего года.
Свинцовые оболочки проложенных в земле кабелей могут обеспечивать достаточно малые сопротивления растеканию, и поэтому их использование рекомендуется. Алюминиевые оболочки кабелей, выпускающиеся с защитными покрытиями для предотвращения коррозии алюминия при соприкосновении с землей, для устройства заземлений применены быть не могут. Стальная броня кабелей как заземлитель в расчет не принимается.

Рис. 8-6. Распределение потенциалов при растекании тока в земле с одиночного вертикального заземлителя

Железобетонные фундаменты во влажных грунтах обладают высокой и стабильной в течение года проводимостью и рекомендуются в качестве естественных заземлителей в глинистых, суглинистых, супесчаных и других влажных грунтах. При использовании железобетонных конструкций для возможности их соединения между собой и сетью заземления должны заранее предусматриваться выводы арматуры наружу.
Преимуществом рассмотренных естественных заземлителей является малое сопротивление растеканию. Рациональное использование естественных заземлителей упрощает и удешевляет сооружение заземляющих устройств. Сопротивления естественных заземлителей зависят от многих местных факторов, и их значения могут быть получены только на основании замеров.
Под искусственными заземлителями понимают закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. Во избежание излишних затрат эти заземлители следует применять лишь при отсутствии естественных заземлителей, при невозможности их использования или при слишком высоком сопротивлении естественных заземлителей.

Рис. 8-7. Одиночные вертикальные заземлители а - с расположением конца у поверхности земли; б - с расположением верхнего конца ниже уровня земли

Искусственные заземлители обычно выполняют из вертикальных электродов (труб, уголков, стержней) с расположением верхнего конца у поверхности земли или ниже уровня земли на 0,5 - 0,8м (рис. 8-7).При втором способе сопротивление заземления относительно стабильно, так как заземлитель соприкасается со слоями грунта, в которых относительно малы изменения влажности и температуры в течение года.

Рис.8-8. Расположение вертикальных заземлителей в ряд

Если заземлитель из одиночного вертикального электрода (рис. 8-7) не обеспечивает требуемого сопротивления заземления, то применяется расположение вертикальных электродов в ряд (рис. 8-8) или по контуру (рис. 8-9).
При выборе размеров вертикальных электродов исходят из трех условий: обеспечение требуемого сопротивления заземлителя при наименьшем расходе металла; обеспечение механической стойкости электрода при погружении в грунт; обеспечение стойкости к коррозии электродов, расположенных в грунте.
Стойкость проводника к коррозии в грунте определяется его толщиной и величиной поверхности на единицу длины, соприкасающейся с грунтом. Очевидно, что при равных сечениях наибольшую толщину и наименьшую поверхность имеют круглые стержни, которые и являются наиболее долговечными заземлителями.
Сопротивление растеканию электрода определяется в основном его длиной и почти не зависит от поперечных размеров электрода. Расход же металла прямо пропорционален поперечному сечению электрода, поэтому наиболее экономичными являются заземлители наименьших возможных сечений [4].
Наибольшую механическую прочность при погружении в грунт при одинаковом поперечном сечении имеют трубы и уголки и наименьшую - круглые стержни.
Исходя из механической прочности при погружении трубчатого заземлителя забивкой или вибрационным способом выбирают трубы диаметром 1,5» и 2» или угловую сталь размером 50 × 50 или 60 × 60 мм. Целесообразнее применять угловую сталь, так как она дешевле труб. Обычно применяемая длина вертикальных электродов 2 - 3 м.
Применение электродов большей длины (5 - 20 м) целесообразно при высоком сопротивлении грунта и малой площади, отводимой под устройство заземлителя.

Рис.8-9. Контурный заземлитель

В последнее время получают распространение вертикальные заземлители в виде стержней из круглой стали диаметром 12 - 16 мм. Погружение их в грунт производится ввертыванием с оконцеванием стержня в виде буравчика. Применение стержней вместо труб и уголков приводит к экономии металла (примерно 6,5 т на 100 электродов).
Погруженные в грунт вертикальные электроды соединяют стальными полосами, проложенными на глубине 0,5 - 0,8 м и приваренными к верхним концам вертикальных электродов. Вместо полос часто применяется круглая сталь. Иногда горизонтально проложенные полосы или круглая сталь применяются как самостоятельные заземлители. Заземлители в виде пластины, кольца применяются реже.
Пластины в качестве заземлителей располагают вертикально во избежание нарушения соприкосновения с почвой и нарушения контакта при возможных осадках грунта.
Заземлитель в виде горизонтально расположенного в земле кольца выполняется из круглой или полосовой стали. Целесообразно размещение кольца ниже уровня промерзания.
Наименьшие размеры стальных заземлителей и проводников по условиям стойкости к коррозии следующие:
диаметр круглой стали 6 мм, толщина полос 4 мм, сечение полос 48 мм, толщина полок уголков 4 мм, толщина стенок труб 3,5 мм.

Рис.8-10. Экранирование вертикальных заземлителей

Так как заземлитель обычно состоит из нескольких параллельно соединенных электродов, расположенных на сравнительно небольших расстояниях друг от друга, то возникает явление экранирования (рис. 8-10), приводящее к уменьшению объема грунта, в котором происходит растекание тока с каждого электрода и, как следствие этого, увеличение сопротивления заземлителя.
Таким образом, если заземлитель из одного электрода имеет сопротивление R эд, то заземлитель из n параллельно включенных электродов будет иметь сопротивление не R эд/ n, а
(8-10)

где К и,зм - коэффициент использования заземления.
Коэффициент использования уменьшается с увеличением числа электродов и уменьшением расстояния между ними. Вследствие этого увеличение числа вертикальных электродов при тех же размерах ряда или контура приводит к незначительному уменьшению сопротивления растеканию. По этой же причине дополнительное заполнение электродами внутренней части контура приводит к небольшому уменьшению его сопротивления.

  1. Суточные графики нагрузки районных подстанций. Суточные графики нагрузки электростанций. Годовой график по продолжительности нагрузок.

  1. Конструкции ОРУ 35-110 кВ со сборными шинами.

  1. Понятие структуры энергосистемы.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике[1].

Параллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[4]:

  • снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС России на 5 ГВт;
  • сокращение потребности в установленной мощности электростанций на 10-12 ГВт;
  • оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива;
  • применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования;
  • поддержание высокого уровня надёжности и живучести энергетических объединений.

Энергетическая система (энергосистема, общеэнергетическая система) - объединенная система энергетики, совокупность энергетических ресурсов всех видов, методов их получения (добычи), преобразования, распределения и использования, а также технических средств и организационных комплексов, обеспечивающих снабжение потребителей всеми видами энергии. Энергосистемы называют иногда большими системами энергетики; они имеют иерархическую структуру, уровнями которой являются страна (государство), район, крупный промышленный, транспортный или сельскохозяйственный узел, отдельное предприятие. Уровню страны обычно соответствуют единые энергетические системы; уровню нескольких районов - объединенные энергетические системы; уровню одного района - районные энергосистемы, уровню объекта, не связанного с другими системами, - автономные энергосистемы (например, предприятия, корабля, самолета).

В энергосистему в качестве составляющих ее подсистем входят: электроэнергетические системы (состоящие из электрических систем и сетей теплоснабжения), системы нефте- и газоснабжения, системы угольной промышленности, системы ядерной энергетики. Объединение отдельных энергоснабжающих систем в единую систему, иногда также называемую межотраслевым топливно-энергетическим комплексом, связано, прежде всего с взаимозаменяемостью различных видов энергии и энергоресурсов.

Значение топливно-энергетического комплекса для хозяйства страны заключается главным образом в том, что на его основе, в зависимости от его состояния, формируются основные хозяйственные пропорции страны; на его развитие передовые в промышленном отношении страны затрачивают около 30% всех капиталовложений, причем в этом комплексе оказывается занято 15-20% всех работников. Развитие и функционирование энергосистемы тесно связаны с созданием новой экономичной энергетической техники, с влиянием энергетики на социальные и политические процессы как внутри страны, так и в международных отношениях, на размещение промышленности и населения по стране, с влиянием энергетики на окружающую среду.

Рассматривая энергосистему с точки зрения обеспечения хозяйства страны всеми видами энергии, иногда вводят весьма близкое к понятию энергосистема понятие «энергетическое хозяйство», под которым понимают комплекс взаимосвязанных подсистем, содержащих энергетические объекты и объединенных для обеспечения потребителей всеми видами энергии. В некотором смысле термин «энергетическое хозяйство» может считаться адекватным термину «топливно-энергетический комплекс».

В энергосистеме должен существовать энергетический баланс, который является статической характеристикой энергетического хозяйства, основные элементы и связи которого составляют энергосистемы.

Основная специфика свойств энергосистемы проявляется в следующем:

  1. совокупность больших систем энергетики существует как единое материальное целое, причем целостность их обусловлена внутренними связями и взаимозаменяемостью продукции, подсистем и отдельных элементов;
  2. универсальность и большая хозяйственная значимость производимой энергосистемой продукции, особенно электроэнергии и жидкого топлива, и следовательно, многочисленность внешних связей системы;
  3. активное влияние энергосистем на развитие и размещение производств как на территории отдельного района, так и страны в целом;
  4. неразрывность во времени большинства процессов производства и потребления энергии, и следовательно, органичное включение потребителей энергии и топлива в структуру системы: особая важность управления режимами систем и оперативным топливоснабжением для обеспечения бесперебойной подачи энергии потребителю;
  5. невозможность изолированного выбора производительности и параметров отдельных элементов и связей вне их предполагаемого использования в системе; отсюда особая важность перспективного проектирования больших систем энергетики как единого целого;
  6. сложность структуры энергосистем, обусловленная тем, что энергосистемы формируются как единые системы страны и даже группы смежных стран.

Характерная особенность энергосистем заключается в том, что их физико-технические и экономические свойства тесно связаны между собой; например, усовершенствование энергетического оборудования в направлении повышения его кпд или улучшения его эксплуатационных характеристик приводит в конечном счете к снижению себестоимости вырабатываемой энергии.

Развитие энергетики как глобальной системы проявляется, прежде всего, в плане социальном. Разрыв в культурном и экономическом уровне разных стран в значительной мере обусловлен разницей в обеспечении их энергией, энерговооруженностью. Так, например, на долю населения, проживающего в развивающихся странах, приходится не более 7% мирового потребления всех видов энергии.

Управление энергосистемой сводится к целенаправленному оптимизируемому воздействию на большую систему энергетики с помощью автоматизированных систем. Управление энергосистемой имеет целью достижение в данном промежутке времени таких показателей ее работы, которые наиболее близко подходили бы к принятым критериям эффективности. В процессе управления достигается состояние энергосистемы, при котором управляющие воздействия, осуществляемые целенаправленно в определенной зависимости от внешних условий, обеспечивают достижение поставленной цели. Управление энергосистемой включает: оптимизацию решении, т. е. определение наилучшего плана системы; реализацию этих решений, т. е. осуществление этого плана в конкретных условиях. Первое часто называют оптимизацией развития, а второе - оптимизацией функционирования. Эффективность управления энергосистемой в основном обеспечивается достижением оптимальных темпов и пропорций в развитии единого топливно-энергетического комплекса и входящих в него энергетических подсистем (см. рис. 1); применением новой техники, которая могла бы обеспечить научно-технический прогресс в энергетике и своевременное развитие энергетической техники; наиболее рациональным (при сложившихся условиях) использованием всех материальных и трудовых ресурсов страны.

Работа энергосистемы может быть охарактеризована степенью использования запасов энергетических ресурсов. Конечным результатом функционирования энергосистемы является полезная энергия, т. е. та, которая после переработки, преобразования, транспортирования и хранения ресурсов поступает к потребителям и обеспечивает полезные энергетические процессы.

Большие системы энергетики и их теория стали развиваться в основном во 2-й половине 20 в. Начало 60-х гг. характеризовалось качественно новым направлением развития советской энергетики, заключавшимся в концентрации энергетических мощностей, формированием объединённых электроэнергетических систем, созданием электроэнергетической системы «Мир», объединившей Единую электроэнергетическую систему Европейской части Советского Союза с энергосистемами стран - членов СЭВ.

Мероприятия, направленные на снижение неблагоприятного влияния энергосистем на окружающую среду, предусматриваются как органическая часть любого энергетического сооружения ещё на стадии его проектирования, а не как некие дополнительные установки к уже построенному энергетическому комплексу. Это необходимо, прежде всего, в связи с ростом мощностей энергетических объектов.

  1. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ.

На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения,
предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин
с шинами повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы, и для резервирования питания нагрузок на напряжении 6—10 кВ при плановом или аварийном отключении одного генератора.

Число трансформаторов связи обычно не превышает двух и выбирается из следующих соображений.

При трех или более секциях сборных шин ГРУ устанавливаются два
трансформатора связи. Это позволяет создать симметричную схему и
уменьшить перетоки мощности между секциями при отключении одного
генератора.

При выдаче в энергосистему от ТЭЦ значительной мощности, соизмеримой с мощностью вращающегося резерва энергосистемы (10-12% общей установленной мощности энергосистемы), необходима установка двух трансформаторов. В этом случае обеспечивается надежная выдача избыточной мощности в энергосистему.

В остальных случаях, когда ГРУ состоит из одной-двух секций и выдаваемая в энергосистему мощность невелика, допустима установка одного трансформатора связи.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни.

Мощность трансформаторов связи выбирается с учетом возможности
питания потребителей в летний период, когда при снижении тепловых нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Также учитывается необходимость резервирования питания нагрузок в период

максимума при выходе из строя наиболее мощного генератора, присоединенного к ГРУ [5.1].

На рис. 5.5 приведена схема выдачи электроэнергии ТЭЦ, где условно показаны сборные шины генераторного и высшего напряжения.

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений cos<p генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд:

Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей.
Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах:

в режиме минимальных нагрузок, подставляя в (5.1) находят Slpac4,

в режиме максимальных нагрузок (PH,ma*> Qn.max) находят S2paC4,

в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величина t,Pn Z Q,) находят S^-

По наибольшей расчетной нагрузке определяется мощность трансфор-
маторов связи. При установке двух трансформаторов

°Р«СЧ.МЙ\..

S, S —, (5.2)

где Кп— коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (см.
§ 2.2, д).

Как было отмечено выше, трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности в энергосистему и как понижающие при передаче мощности из энергосистемы. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформа-
торов с регулированием напряжения под
нагрузкой.

Трансформаторы могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ кроме нагрузок 6—10 кВ имеются нагрузки на 35 кВ (см.рис. 5.2,6), составляющие не менее 15% общей нагрузки трансформатора, а связь с электросистемой осуществляется на напряже- f РйЛи

нии 110 кВ. При нагрузке на 35 кВ менее 15% устанавливаются двухобмоточные трансформаторы 35/6 — 10 кВ. р„с 5.5. к выбор> трансфор

Выбор мощности трехобмоточных транс- магора связи

форматоров производится по загрузке обмоток низшего напряжения,
которая определяется в трех указанных выше режимах по (5.1).

На ТЭЦ с блочным соединением генераторов (см. рис. 5.2, в) мощность
блочного трансформатора выбирается по расчетной мощности:

V- = 1'(/'г -!\ - P<J2 + (Q, -<?„-QCJ, (5.3)

где Рш — нагрузка, присоединенная к ответвлению от энергоблока. Если на-
грузка присоединена к двум энергоблокам, как показано на рис. 5.2,в, то
при определении Spac4 следует принять Р„/2.

Если от энергоблока получают питание только собственные нужды, то

V, = И'5. - PcJ + (Q, - <3с.,)2- (5.4)

  1. Режимы нейтрали эл. установок.

В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:

1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;
2) сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями;
3) сети с эффективно заземленными нейтралями;
4) сети с глухозаземленными нейтралями.


Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



Сейчас читают про: