Тема 3. Основное электротехническое оборудование электрических сетей
Изучение основного электротехнического оборудования целесообразно начать с рассмотрения общей структуры электроэнергетической системы (рис. 3.1).
Рис. 3.1. Схематическое изображение электроэнергетической системы. Внизу – диаграмма распределения выработки энергии между станциями разного типа и между различного рода потребителями.
1 – линии электропередачи основной сети энергосистемы; 2 – линии электропередачи распределительной сети
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях. Основная доля электрической энергии вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС – тепловая электростанция, ТЭЦ — тепловая электроцентраль, ГРЭС – государственная районная электростанция), где энергия сжигаемого газа, угля или мазута используется для преобразования воды в пар, который приводит в действие турбину, вращающую генератор электрической энергии. На атомных электростанциях (АЭС) для преобразования воды в пар используется энергия расщепляемого урана. На гидравлических электростанциях (ГЭС), турбину вращает поток воды.
Учитывая требования экологии и энергосбережения, энергетики всего мира активно ведут разработки и внедрения новых способов выработки электрической энергии. Появляются электрические станции, использующие энергию солнца, ветра, морской волны и прилива. Такие электростанции относятся к группе так называемых нетрадиционных источников энергии.
Для выработки электроэнергии на мощных электростанциях необходимы соответствующие энергоресурсы, поэтому они располагаются на больших реках или вблизи мест удобного доступа к энергоресурсам (газ, уголь). Городские и промышленные электростанции меньшей мощности располагаются в непосредственной близости от потребителей. Как правило, это ТЭЦ, которые, как уже говорилось, помимо электроэнергии вырабатывают тепло, которое используется в промышленности и для обогрева зданий.
Электрическая энергия, вырабатываемая на станциях, передается через линии электропередачи и трансформаторные подстанции в города и на промышленные предприятия. Далее электроэнергия через распределительные сети поступает к электроприемникам потребителей, где преобразуется в другие виды энергии (тепловую, световую, механическую).
Рассмотрим подробнее весь путь электрической энергии от станции к электроприемнику.
3.2. Электрические станции
В начале в качестве примера рассмотрим принцип работы ТЭС. Как уже отмечалось, на тепловых электростанциях первичным энергоносителем (топливом) может служить газ, уголь, мазут. На рис. 3.2. схематично показаны все элементы конденсационной электростанции, работающей на угле.
Рис. 3.2. Схема тепловой электростанции, использующей в качестве топлива уголь.
Из бункера 1 уголь поступает в дробильную установку (мельницу) 2, где он перемалывается до пылеобразного состояния. Далее уголь вместе с воздухом из воздуходувки 3 / поступает в парогенератор (котел) 3. Теплота, получаемая при сжигании топлива, используется для преобразования воды в пар в трубопроводах 4, расположенных в парогенераторе. По системе паропроводов пар поступает в турбину 7. В турбине энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора генератора 8, вырабатывающего электрическую энергию. Отработанный в турбине пар поступает в тепловой конденсатор 10, в котором пар конденсируется и превращается в воду. Питательным насосом 13 вода подается по змеевику 5 опять в парогенератор, после чего цикл повторяется. Необходимо подчеркнуть, что вода, прежде чем использоваться в цикле вода-пар-вода, проходит специальную очистку.
Охлаждение пара в тепловом конденсаторе производится с помощью воды, поступающей в него под действием циркуляционного насоса 12. Нагретая паром в трубках конденсатора вода затем охлаждается в градирне 11. Продукты сгорания топлива (дымовые газы) проходят через очистительное сооружение (фильтр) и выбрасываются в атмосферу через трубу 6. Электрическая энергия, вырабатываемая генератором, отпускается в сеть 9.
Основное отличие атомных электростанций от тепловых заключается в том, что вместо парогенератора применяется атомный реактор, в котором энергия расщепляемого урана используется для производства пара.
Рис. 3.3. Поперечный разрез гидроэлектростанции.
ГВБ, ГНБ – горизонты (уровни) верхнего и нижнего бьефа.
На гидроэлектростанциях для вращения турбины используется энергия воды. Основные элементы ГЭС показаны на рис. 3.3. Вода из верхнего по течению реки бассейна (его называют верхним бьефом) проходит через заградительные решетки 10 в глубинный водоприемник 9 и поступает в турбинный водовод 8. Мощный поток воды поступает в спиральную камеру 5, где создается нужное давление на лопатки турбины 7, которая вращает ротор генератора 4. После турбины через отсасывающую трубу 6 вода попадает в нижний бассейн реки (нижний бьеф). Из машинного зала 3 электрическая энергия через трансформатор поступает в линию электропередачи 1. Затвор 2 служит для перекрытия водопровода в случае необходимости ремонтных работ на турбине.
Принцип действия генераторов на тепловых, атомных и гидравлических электростанциях одинаковый. Рассмотрим вначале простейшую схему, представленную на рисунке 3.4.
Рис. 3.4. Принцип получения переменного тока в генераторах (а) и диаграмма изменения электродвижущей силы на выводах генератора (б).
Переменный ток может быть получен в генераторе, состоящем из одного вращающегося двухполюсного магнита 1 и одного витка проволоки (обмотки) 2 (рис. 3.4.,а). На реальном генераторе на вращающейся части (роторе) установлены электромагниты, а неподвижные витки проволоки (обмотки) закреплены на неподвижной части (статоре). Ранее уже неоднократно упоминалось открытие электромагнитной индукции Майклом Фарадеем. Именно это открытие и позволило создать генератор электрического тока. Дело в том, что магнит создает магнитное поле, которое во время движения магнита пересекает витки проволоки, в которых в результате индуцируется электродвижущая сила (ЭДС), необходимая для упорядоченного движения электронов (рис. 3.4,б). Необходимо отметить, что в данном случае показан только принцип, в действительности обмотки имеют большее число витков и соединяются специальным образом. В нашей стране, полный оборот ротор двухполюсного турбогенератора совершает за 0,02 секунды, что соответствует скорости вращения 3000 об/мин. При этом стандартная частота генерируемого переменного тока составляет 3000/60=50 Гц. В некоторых странах номинальная частота 60 Гц, т.е. ротор вращается быстрее.
Если на генераторе установлена одна обмотка, он называется однофазным, если две – двухфазным, если три – трехфазным. На электростанциях, питающих электрические сети общего пользования, установлены трехфазные генераторы. Обмотки внутри таких генераторов располагаются так, как показано на рисунке 3.5.
Рис. 3.5. Осциллограмма напряжений на выводах трехфазного генератора.
Как видно из рисунка, обмотки внутри трехфазного генератора сдвинуты относительно друг друга. Этот сдвиг равен 120°. В результате напряжения на выводах фаз генератора сдвинуты относительно друг друга на 120°.
На однолинейных электрических схемах (схемы, на которых все элементы сети изображаются в виде условных графических обозначений), генераторы станций обозначаются символом:
Рис. 3.6. Условное обозначение генератора
От генератора электрическая энергия поступает в электрическую сеть. Обычно в электроэнергетических системах генератор соединяется с сетью через повышающий трансформатор.
Паровые турбины
Паровые турбины работают следующим образом: пар, образующийся в паровом котле, под высоким давлением, поступает на лопатки турбины. Турбина совершает обороты и вырабатывает механическую энергию, используемую генератором. Генератор производит электричество.
Электрическая мощность паровых турбин зависит от перепада давления пара на входе и выходе установки. Мощность паровых турбин единичной установки достигает 1000 МВт.
В зависимости от характера теплового процесса паровые турбины подразделяются на три группы: конденсационные, теплофикационные и турбины специального назначения. По типу ступеней турбин они классифицируются как активные и реактивные.
Конденсационные паровые турбины
Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование). Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.
Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций — электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.
Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту. Частота электрического тока вырабатываемой энергии является одним из главных показателей качества отпускаемой электроэнергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов. Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.
В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %), от пиковых — возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд — особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).
Схема работы конденсационной турбины: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) попадает на рабочие лопатки паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины, который расположен на одном валу (4) с электрическим генератором (5). Отработанный пар из турбины направляется в конденсатор (6), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой (7) пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть полученной энергии используется для генерации электрического тока.
Теплофикационные паровые турбины
Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин — тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.
У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.
В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.
У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.
Схема работы теплофикационной турбины: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) направляется на рабочие лопатки цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который соединен с валом (4) электрического генератора (5). В процессе расширения пара из цилиндров среднего давления производятся теплофикационные отборы, и из них пар направляется в подогреватели (6) сетевой воды (7). Отработанный пар из последней ступени попадает в конденсатор, где и происходит его конденсация, а затем по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть тепла, полученного в котле используется для подогрева сетевой воды.
Паровые турбины специального назначения
Паровые турбины специального назначения обычно работают на технологическом тепле металлургических, машиностроительных, и химических предприятий. К ним относятся турбины мятого (дросселированного) пара, турбины двух давлений и предвключённые (форшальт).
- Турбины мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.
- Турбины двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.
- Предвключённые турбины представляют собой агрегаты с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих турбин направляют в другие с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых турбинах возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ранее установленные на электростанции турбоагрегаты.
- Также к турбинам специального назначения относятся и приводные турбины различных агрегатов, требующих высокой мощности привода. Например, питательные насосы мощных энергоблоков электростанций, нагнетатели и компрессоры газокомпрессорных станций и т. д.
Обычно стационарные паровые турбины имеют нерегулируемые отборы пара из ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды. Паровые турбины специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.
Проектирование электрических машин переменного тока — Основные параметры турбогенераторов
Турбогенераторы определяются как электрические генераторы, механическим приводом которых служит паровая турбина. С целью получения высоких экономических показателей по капитальным затратам и к. п. д. паровые турбины выполняются быстроходными. Поскольку скорость вращения n связана с частотой сети f и числом пар полюсов р соотношением
(7-2)
то максимальная скорость вращения при частоте сети f = 50 гц и 2р = 2 будет n = 3000 об/мин.
Подавляющая часть турбогенераторов при частоте сети 50 гц выполняется на эту скорость вращения.
Как уже отмечалось, для некоторых станции с пониженными параметрами пара применяются турбины на скорость вращения 1500 об/мин и четырех полюсные турбогенераторы.
Поскольку в Советском Союзе главным образом изготовляются двухполюсные турбогенераторы, далее в основном будут рассматриваться такие машины.
Высокая скорость вращения определяет выполнение ротора в виде цилиндра с фрезерованными радиальными пазами. В эти пазы закладывается обмотка возбуждения. Такое конструктивное исполнение обеспечивает ротору необходимую механическую прочность. В поперечном сечении ротора нет явно выраженных полюсов и поэтому турбогенераторы по типу своего исполнения относятся к неявнополюсным машинам.
В тех странах, где номинальная частота сети составляет 60 гц, скорость вращения для двухполюсных турбогенераторов составляет 3600 об/мин, для четырехполюсных — 1800 об/мин. При прочих равных условиях турбогенераторы с частотой сети 60 гц должны быть несколько меньшими по общей массе, чем турбогенераторы на 50 гц той же мощности и числе полюсов. Однако механические напряжения в роторах машин на 60 гц, как правило, выше.
Шкала мощностей.
Турбогенераторы изготовляются мощностью от нескольких мегаватт до сотен мегаватт в единице и имеют, как правило, нормированную шкалу мощностей.
В соответствии с рекомендациями МЭК (Международная электротехническая комиссия) предпочтительной является следующая шкала мощностей: 
В Советском Союзе согласно ГОСТ 533—68 изготовляются турбогенераторы следующих мощностей (табл. 7-4).
Шкала МЭК является более частой, чем шкала по ГОСТ 533—68 и практически охватывает все машины нашего стандарта. В случае необходимости могут изготовляться по соглашению с заказчиком турбогенераторы и других мощностей.
Коэффициент мощности.
Машины малой и средней мощности в большинстве случаев устанавливаются в непосредственной близости от потребителя электроэнергии. Выработка на таких машинах реактивной мощности является экономически более оправданной, чем на турбогенераторах больших мощностей, которые могут быть удалены от потребителей на значительное расстояние, поэтому передача реактивной мощности вызывает дополнительные потери в электросети и трансформаторах. Кроме того, у очень крупных турбогенераторов снижение номинального коэффициента мощности может создать серьезные трудности в изготовлении самой машины.
В связи с этим обычно номинальный коэффициент мощности у машин меньшей мощности меньше. Согласно ГОСТ 533—68 турбогенераторы мощностью от 150 до 500 Мвт включительно имеют коэффициент мощности 0,85. Турбогенераторы мощностью 800 Мвт и выше, как правило, выполняются с номинальным коэффициентом мощности 0,9.
Рекомендации МЭК также предусматривают повышение номинального cos φн для машин большей мощности. Так, например, для турбогенераторов до 125 Mвm cos φн= 0,8; от 160 до 500 Mвm cos φн = 0,85; от 630 Мвт и выше cos φн — 0,9.
Таблица 7-4
Основные технические данные турбогенераторов на скорость вращения 3000 об/мин согласно ГОСТ 533—68
Полная мощность, кв· а
941 000 * 888 900 *
* Устанавливается в указанных пределах по согласованию между заказчиком и изготовителем.
В практике изготовления турбогенераторов за рубежом бывают и отклонения от приведенных рекомендации, в частности, если турбогенератор установлен вблизи потребителя реактивной мощности, то поминальный коэффициент мощности иногда снижают до 0,7—0,65.
Номинальное напряжение.
Номинальное напряжение турбогенераторов зависит в основном от мощности и может колебаться для турбогенераторов мощностью от 6 до 800 Мвт в пределах 6,3—24 кв. Рекомендуемая шкала номинальных напряжений следующая: 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24 кв.
Турбогенераторы большой мощности чаще всего не включаются на общие шины генераторного напряжения, а соединяются непосредственно с повышающим трансформатором примерно такой же или несколько большей номинальной мощности (блочная схема соединения генератор — трансформатор). Вследствие этого номинальное напряжение таких турбогенераторов не имеет строго нормированной шкалы и при необходимости номинальное напряжение может выбираться в зависимости от конкретных условий.
Каждому активному объему машины и системе охлаждения соответствует оптимальное число пазов статора и, следовательно, напряжение, обеспечивающее высокие технико-экономические показатели турбогенератора.
Вместе с ростом активного объема оптимальное число пазов статора возрастает или остается постоянным, что приводит к повышению номинального напряжения вместе с увеличением активного объема (мощности машины). На практике турбогенераторы различных мощностей в некотором диапазоне могут иметь одинаковое напряжение или даже в некоторых случаях при больших мощностях более низкое напряжение. Однако в целом вместе с ростом мощности номинальное напряжение имеет тенденцию к повышению. Верхний предел напряжений ограничивается свойствами применяемой изоляции.
На рис. 7-3 представлена общая зависимость номинального напряжения и тока от мощности турбогенераторов. В практике возможны и отклонения до 30—50% от приведенного.
Кроме конструкции статора машины, на повышение напряжения обмотки вместе с ростом мощности влияет также величина номинального тока, который по возможности стремятся снизить из условий коммутации и распределения энергии на генераторном напряжении. Однако обычно номинальный ток статора возрастает с ростом мощности турбогенератора (рис. 7-3), поскольку рост напряжения в целом отстает от роста мощности генераторов.
Отношение короткого замыкания.
Отношение короткого замыкания (о. к. з.) в современных турбогенераторах колеблется от 0,8 до 0,4. Оно определяется выражением: 
. _ (7-3)
Рис. 7-3. Общая тенденция в изменении напряжения и тока в зависимости от мощности турбогенератора
где xd — синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси (ненасыщенное значение), kн0 — коэффициент насыщения по характеристике холостого хода при номинальном напряжении.
Таким образом, в практике турбогенераторостроения о. к. з. определяется с учетом насыщения в точке холостого хода при номинальном напряжении.
Синхронное индуктивное сопротивление xd может иметь значение 1,2—2,5 о. е. Следует отметить, что у машин мощностью 200 Мвт и выше о. к. з. выполняется равным 0,5 или меньшим. МЭК дает следующие рекомендации: для мощности до 63 Мвт о. к. з. не менее 0,47; от 63 до 125 Мвт о. к. з. не менее 0,42 и для мощности свыше 125 Мвт о. к. з. не менее 0,35. В то же время рекомендуется иметь значения о. к. з., превышающие указанные не более чем в 1,5 раза, так как повышение о. к. з. сверх этого может оказаться экономически нецелесообразным.
В основном турбогенераторы меньшей мощности имеют большее значение о. к. з. У совсем малых машин это вызвано необходимостью определения величины воздушного зазора по условиям добавочных потерь и вентиляции. Снижение о. к. з. у крупных турбогенераторов связано со стремлением уменьшить потери на возбуждение, которые во многих случаях могут ограничивать мощность машины и уж во всяком случае затрудняет охлаждение обмотки и выполнение системы возбуждения. Так, например, для проектируемого турбогенератора мощностью 1200 Мвт предусматривается о. к. з. около 0,37.
В практике отечественного турбогенераторостроения вместо о. к. з. часто задают статическую перегружаемость S (ГОСТ 533—68), которая определяется следующим образом:
(7-4)
где iн — номинальный ток возбуждения, iк — ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и номинальном токе статора, Ток возбуждения iн определяется с учетом насыщения магнитопровода. Следовательно, в отличие от о. к. з. статическая перегружаемость учитывает насыщение в рабочей точке машины и потому более правильно характеризует статическую устойчивость при номинальной нагрузке. Статическая перегружаемость может быть определена через о. к. з. следующим образом:
(7-5)
Статическая перегружаемость S для турбогенераторов мощностью 300 Мвт включительно должна быть согласно ГОСТ 533—68 не менее 1,7; для турбогенераторов большей мощности — не менее 1,6. Снижение S с 1,7 до 1,6 дает уменьшение потерь на возбуждение на 11%, что при больших потерях на возбуждение существенно облегчает выполнение охлаждения обмотки ротора и системы возбуждения.
Индуктивные сопротивления x"d и x’d.
В связи с тем что возрастание линейной нагрузки А1, как показано в § 7-1, происходит значительно быстрее, чем индукции в воздушном зазоре Вδ, имеется определенная тенденция к возрастанию индуктивных сопротивлений вместе с ростом использования материалов.
Рис. 7-4. Зависимость индуктивных сопротивлений x’d и x"d от мощности турбогенератора
Вследствие этого индуктивные сопротивления x"d и x’d, обусловленные в основном рассеянием обмоток, возрастают вместе с повышением использования машины. На рис. 7-4 показана зависимость сверхпереходного x’d и переходного x»d продольных сопротивлений в зависимости от линейной нагрузки для выполненных машин.
При этом для турбогенераторов с наибольшим использованием значение x’d достигает величины 40%.
В современных руководящих материалах нет указаний на ограничение сверхпереходного индуктивного сопротивления x’d. Нормы лишь требуют, чтобы генератор выдерживал без повреждения трехфазное замыкание на своих зажимах. В этом смысле возрастание x"d с увеличением мощности следует считать положительным, поскольку при этом токи и моменты в относительных единицах снижаются.
Однако реальные токи короткого замыкания (в амперах) тем не менее имеют тенденцию к возрастанию с мощностью машин, и, следовательно, при коротких замыканиях возрастают электродинамические силы, воздействующие на обмотку, и моменты. Поэтому внезапное короткое замыкание на зажимах представляет серьезное испытание для крупных турбогенераторов.
В связи с тем что в основном применяется блочное соединение генератора с трансформатором, причем соединяющий их шинный мост выполняется с экранированием каждой фазы, возникновение короткого замыкания на генераторном напряжении считается маловероятным. Поэтому большинство заводов-изготовителей придерживается мнения, что турбогенераторы большой мощности должны рассчитываться или, по крайней мере, испытываться на внезапное короткое замыкание при напряжении (0,6—0,7) U, что соответствует примерно условию внезапного короткого замыкания при номинальном напряжении за трансформатором.
Следует также отметить, что индуктивное сопротивление х"d указывается обычно с учетом насыщения, поскольку насыщенные значения x"d могут оказаться ниже ненасыщенных значений x"d на 20—35%.
Уже отмечалось, что возрастание x’d может неблагоприятно сказываться на параллельной работе машины. В настоящее время стремятся, чтобы x’d для двухполюсных турбогенераторов не превосходила 0,40 о. е., а для четырехполюсных 0,45—0,50 о. е.
7. Механическая постоянная времени Tмех. Большое влияние на поведение генераторов при динамических переходах оказывает механическая постоянная времени Тмех. Она определяется выражением: 
(7-6)
где GD2 — маховой момент ротора, т-м2, Р — номинальная мощность, кв-а, n — скорость вращения, об/мин.
Рис. 7-5. Зависимость махового момента турбогенератора GD2 и механической постоянной Тмех от мощности
Маховой момент ротора и механическая постоянная определяют инерцию ротора и являются важнейшими параметрами при расчете прочности вала при коротких замыканиях и при расчете переходных движений ротора. Физически механическая постоянная времени Тмех является тем временем, в течение которого ротор генератора под действием номинального момента разгоняется от нуля до номинальной скорости вращения.
Маховой момент CD2 в основном определяется массой и диаметром бочки ротора, см. (7-68), поэтому механическая постоянная времени может быть приближенно представлена как 
, сек,
где D2—в м, n—в об/мин, Вδ — в мл, А1 — в а/см.
Отсюда следует, что вследствие ограниченного роста диаметра машины и преимущественного возрастания электромагнитных нагрузок механическая постоянная современных турбогенераторов должна иметь тенденцию к понижению. На рис. 7-5 показана зависимость Тмех и GD2 от мощности для двухполюсных генераторов. Следует отметить, что постоянная времени всего агрегата (генератор + турбина) уменьшается с ростом мощности не столь быстро, как одного генератора. Это связано с тем, что в современных турбоагрегатах маховой момент турбины превосходит маховой момент генератора, при этом с ростом мощности турбины в общем случае наблюдается более быстрый рост ее махового момента.
В табл. 7-5 приведены соотношения между маховыми моментами и механическими постоянными времени турбин и генераторов.
Коэффициент полезного действия.
К. п. д. для турбогенераторов одной серии возрастает с ростом мощности, но при переходе к сериям турбогенераторов с более интенсивным использованием он, как правило, может несколько снижаться (рис. 7-6). У выполненных турбогенераторов значение к. п. д. колеблется от 95% у малых турбогенераторов с воздушным охлаждением до 98,8% у турбогенераторов мощностью 500 Мвт с водородно-водяным охлаждением.
Соотношения между потерями холостого хода, потерями короткого замыкания и потерями на возбуждение для некоторых турбогенераторов приведены ниже (в процентах общей суммы потерь):
Таким образом, по мере возрастания мощности имеется явная тенденция к снижению доли постоянных и увеличению доли переменных потерь. Структура потерь у турбогенераторов большой мощности характеризуется тем. что, как правило, переменные потери преобладают над постоянными. Зависимость к. п. д. от нагрузки для турбогенератора 194 Mв-а показана на рис. 7-7. Максимальное значение к. п. д. соответствует примерно 75% номинальной нагрузки.
Дальнейшее увеличение мощности на тех же принципах конструирования, что и у выполненных машин, может привести к сохранению уровня к. п. д. либо даже к его уменьшению. Во всяком случае, при сильном повышении использования материалов сверх уже достигнутого может вступить в действие ограничивающий фактор потерь. Здесь немаловажную роль играет соотношение между капитальными затратами па изготовление машины и капитализацией потерь в ней.
Ряс. 7-6. Зависимость к. п. д. от мощности и системы охлаждения турбогенератора: а —- косвенное воздушное; б — косвенное водородное; в — непосредственное водородное ротора; г — непосредственное водородное ротора и косвенное статора
Таблица 7-5
Маховые моменты н механические постоянные времени турбоагрегатов на 3000 об/мин
Рис. 7-7. Зависимость к. п. д. от нагрузки турбогенератора мощностью 194 Мв-а
Эти соотношения в различных условиях могут меняться и определяются в основном стоимостью топливной составляющей.
Поэтому требования к допустимой величине потерь с точки зрения
к. п. д. могут меняться в зависимости от применяемого топлива. Допустимая и желательная величина к. п. д. новых машин, таким образом, в каждом конкретном случае может быть установлена технико-экономическим расчетом.
Общая тенденция до сих пор заключалась в том, чтобы сохранить к. п. д. новых, более мощных машин примерно на уровне, уже достигнутом для существующих машин.
Воздушные линии электропередачи
Задание состоит из трех частей нарастающей сложности, требующих применения знаний и навыков по физике, математике, программированию. Каждая часть задания сопровождается кратким обзором проблемы и постановкой задачи.
Исходная информация общая для всех частей задания и включает в себя схему распределительной сети 0,4кВ, суточные графики нагрузки отдельных потребителей.
В первой части задания участники должны решить математическую оптимизационную задачу распределения нагрузок по фазам. Во второй части на основе краткого описания, включенного в задание и знаний по физике, участники должны составить алгоритм расчета электрического режима в распределительной электрической сети радиальной структуры. В третьей части участники должны совместить два разработанных ранее решения для обеспечения симметричного напряжения в заданном узле электрической сети.
Данное творческое задание может иметь множество решений, при этом, даже не оптимальные решения могут считаться приемлемыми и участвовать в конкурсе. В рамках выполнения задания участники должны продемонстрировать умения применять полученные в рамках школьного курса знания для решения прикладных задач; усваивать и применять новую информацию; реализовывать решения в виде компьютерных программ; теоретически обосновывать предлагаемые решения.
ПОНЯТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
2.1. Основное электротехническое оборудование электрических сетей
Рис. 1. Схематическое изображение электроэнергетической системы.
1 – линии электропередачи основной сети энергосистемы; 2 – линии электропередачи распределительной сети.
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях. Основная доля электрической энергии вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС – тепловая электростанция, ТЭЦ — тепловая электроцентраль, ГРЭС – государственная районная электростанция), где энергия сжигаемого газа, угля или мазута используется для преобразования воды в пар, который приводит в действие турбину, вращающую генератор электрической энергии. На атомных электростанциях (АЭС) для преобразования воды в пар используется энергия расщепляемого урана. На гидравлических электростанциях (ГЭС), турбину вращает поток воды.
Учитывая требования экологии и энергосбережения, внедряются электрические станции, использующие энергию солнца, ветра, морской волны и прилива. Такие электростанции относятся к группе возобновляемых источников энергии.
Для выработки электроэнергии на мощных электростанциях необходимы соответствующие энергоресурсы, поэтому они располагаются на больших реках или вблизи мест удобного доступа к энергоресурсам (газ, уголь). Городские и промышленные электростанции меньшей мощности располагаются в непосредственной близости от потребителей. Как правило, это ТЭЦ, которые, как уже говорилось, помимо электроэнергии вырабатывают тепло, которое используется в промышленности и для обогрева зданий.
Электрическая энергия, вырабатываемая на станциях, передается через линии электропередачи и трансформаторные подстанции в города и на промышленные предприятия. Далее электроэнергия через распределительные сети поступает к электроприемникам потребителей, где преобразуется в другие виды энергии (тепловую, световую, механическую).
Рассмотрим подробнее весь путь электрической энергии от станции к электроприемнику.
Электрические станции
В начале в качестве примера рассмотрим принцип работы ТЭС. Как уже отмечалось, на тепловых электростанциях первичным энергоносителем (топливом) может служить газ, уголь, мазут. На рис. 2. схематично показаны все элементы конденсационной электростанции, работающей на угле.
Рис. 2. Схема тепловой электростанции, использующей в качестве топлива уголь.
Из бункера 1 уголь поступает в дробильную установку (мельницу) 2, где он перемалывается до пылеобразного состояния. Далее уголь вместе с воздухом из воздуходувки 3 / поступает в парогенератор (котел) 3. Теплота, получаемая при сжигании топлива, используется для преобразования воды в пар в трубопроводах 4, расположенных в парогенераторе. По системе паропроводов пар поступает в турбину 7. В турбине энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора генератора 8, вырабатывающего электрическую энергию. Отработанный в турбине пар поступает в тепловой конденсатор 10, в котором пар конденсируется и превращается в воду. Питательным насосом 13 вода подается по змеевику 5 опять в парогенератор, после чего цикл повторяется. Необходимо подчеркнуть, что вода, прежде чем использоваться в цикле вода-пар-вода, проходит специальную очистку.
Охлаждение пара в тепловом конденсаторе производится с помощью воды, поступающей в него под действием циркуляционного насоса 12. Нагретая паром в трубках конденсатора вода затем охлаждается в градирне 11. Продукты сгорания топлива (дымовые газы) проходят через очистительное сооружение (фильтр) и выбрасываются в атмосферу через трубу 6. Электрическая энергия, вырабатываемая генератором, отпускается в сеть 9.
Основное отличие атомных электростанций от тепловых заключается в том, что вместо парогенератора применяется атомный реактор, в котором энергия расщепляемого урана используется для производства пара.
Рис. 3. Поперечный разрез гидроэлектростанции.
ГВБ, ГНБ – горизонты (уровни) верхнего и нижнего бьефа.
На гидроэлектростанциях для вращения турбины используется энергия воды. Основные элементы ГЭС показаны на рис. 3. Вода из верхнего по течению реки бассейна (его называют верхним бьефом) проходит через заградительные решетки 10 в глубинный водоприемник 9 и поступает в турбинный водовод 8. Мощный поток воды поступает в спиральную камеру 5, где создается нужное давление на лопатки турбины 7, которая вращает ротор генератора 4. После турбины через отсасывающую трубу 6 вода попадает в нижний бассейн реки (нижний бьеф). Из машинного зала 3 электрическая энергия через трансформатор поступает в линию электропередачи 1. Затвор 2 служит для перекрытия водопровода в случае необходимости ремонтных работ на турбине.
Принцип действия генераторов на тепловых, атомных и гидравлических электростанциях одинаковый. Рассмотрим вначале простейшую схему, представленную на рисунке 1.4.
 |
 |
| а) | б) |
Рис. 4. Принцип получения переменного тока в генераторах (а) и диаграмма изменения электродвижущей силы на выводах генератора (б).
Переменный ток может быть получен в генераторе, состоящем из одного вращающегося двухполюсного магнита 1 и одного витка проволоки (обмотки) 2 (рис. 4.,а). На реальном генераторе на вращающейся части (роторе) установлены электромагниты, а неподвижные витки проволоки (обмотки) закреплены на неподвижной части (статоре).
Дело в том, что магнит создает магнитное поле, которое во время движения магнита пересекает витки проволоки, в которых в результате индуцируется электродвижущая сила (ЭДС), необходимая для упорядоченного движения электронов (рис. 4,б). Необходимо отметить, что в данном случае показан только принцип, в действительности обмотки имеют большее число витков и соединяются специальным образом. В России, полный оборот ротор двухполюсного турбогенератора совершает за 0,02 секунды, что соответствует скорости вращения 3000 об/мин. При этом стандартная частота генерируемого переменного тока составляет 3000/60=50 Гц. В некоторых странах номинальная частота 60 Гц, т.е. ротор вращается быстрее.
Если на генераторе установлена одна обмотка, он называется однофазным, если две – двухфазным, если три – трехфазным. На электростанциях, питающих электрические сети общего пользования, установлены трехфазные генераторы. Обмотки внутри таких генераторов располагаются так, как показано на рисунке 5.
Рис. 5. Осциллограмма напряжений на выводах трехфазного генератора.
Как видно из рисунка, обмотки внутри трехфазного генератора сдвинуты относительно друг друга. Этот сдвиг равен 120°. В результате напряжения на выводах фаз генератора сдвинуты относительно друг друга на 120°.
На однолинейных электрических схемах (схемы, на которых все элементы сети изображаются в виде условных графических обозначений), генераторы станций обозначаются символом:
Рис. 6. Условное обозначение генератора
От генератора электрическая энергия поступает в электрическую сеть. Обычно в электроэнергетических системах генератор соединяется с сетью через повышающий трансформатор.
Трансформаторы
Электрический ток в проводах вызывает их нагрев. Мощность, расходуемая на нагрев, пропорциональна квадрату тока, протекающего через поперечное сечение провода. Чем больше ток, тем больше потери мощности и энергии в проводнике. При увеличении напряжения и неизменном токе можно увеличить передаваемую мощность по проводнику. Экономически выгоднее передавать электроэнергию на большие расстояния при высоком напряжении.
Для изменения напряжения в электрических сетях, используют трансформаторы (от лат. transformo — преобразовывать). Трансформатор осуществляет преобразование переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения без изменения частоты переменного тока.
Принципиальное устройство современного однофазного трансформатора представлено на рис. 7.
Рис. 7. Принципиальная схема трансформатора:
1 — первичная обмотка, 2 — вторичная обмотка, 3 — магнитопровод.
Трансформатор состоит из магнитопровода, который набирается из изолированных между собой листов специальной электротехнической стали. На магнитопроводе располагаются катушки с проволочными обмотками.
Обмотку, к которой подключают источник переменного напряжения, называют первичной обмоткой, а обмотка, к которой подключается нагрузка (сопротивление Rн) — вторичной обмоткой. Каждая из обмоток имеет соответствующее ей число витков w 1 и w 2.
Принцип работы трансформатора, основывается на законе электромагнитной индукция. Переменный ток i1, протекающий в первичной обмотке трансформатора, создаёт переменное магнитное поле, силовые линии этого поля концентрируются внутри магнитопровода, в результате магнитный поток Ф во вторичной обмотке оказывается таким же, как и в первичной. Изменение магнитного потока, проходящего через вторичную обмотку, возбуждает электродвижущую силу в этой обмотке. Отношение напряжений (U 1 и U 2) первичной и вторичной обмотки практически равно отношению количества витков в них (w 1 и w 2):
.
Обмотки трансформатора рассчитываются для подключения к сетям с разными напряжениями. Обмотка с большим числом витков рассчитывается на большее напряжение и подключается к сети высшего напряжения, такую обмотку называют обмоткой высшего напряжения (ВН). Обмотку с меньшим числом витков подключают к сети низшего напряжения, её принято называть обмоткой низшего напряжения (НН).
Если напряжение первичной обмотки ниже вторичной, то такой трансформатор называют повышающим, если наоборот, первичное напряжение больше вторичного, то понижающим. Повышающие трансформаторы устанавливают на электрических станциях, понижающие – вблизи потребителей. Трансформаторы обладают свойством обратимости, любой трансформатор может быть использован как в качестве повышающего, так и в качестве понижающего трансформатора.
Понижающий трансформатор может выполняться с двумя вторичными обмотками. Если вторичные обмотки спроектированы на одно и то же напряжение, такие обмотки называют расщепленными. Если вторичные обмотки рассчитаны на два разных напряжения, то трансформатор называется трехобмоточным. Причем у такого трансформатора помимо обмоток высшего и низшего напряжения появляется обмотка среднего напряжения (СН).
Отдельно необходимо выделить автотрансформаторы, это особый вид трансформаторов, в которых первичная и вторичная обмотки помимо магнитной связи имеют электрическую связь. Затраты материалов на сооружение автотрансформатора по сравнению с трансформатором аналогичной мощности много меньше, поэтому применение автотрансформаторов в высоковольтных сетях оказывается выгодней. Автотрансформаторы чаще изготавливаются трехобмоточными, помимо обмоток высшего и среднего напряжения имеется обмотка низшего напряжения.
В электрических сетях применяются силовые трансформаторы, называемые так вследствие их большой единичной мощности. Внешний вид силового автотрансформатора с высшим напряжением 220 кВ, средним напряжением 110 кВ и низшим напряжением 10 кВ показан на рисунке 8.
Рис. 8. Внешний вид трансформатора 220/110/10 кВ
При передаче электрической энергии от электрических станций до места потребления требуется многократная трансформация напряжения. На электрических станциях электроэнергия вырабатывается на напряжении 6-24 кВ, далее в повышающих трансформаторах напряжение повышается до уровня 110-750 кВ и передается потребителям по линиям электропередач. В местах большой концентрации потребителей электроэнергии сооружаются понизительные подстанции. На понизительных подстанциях устанавливаются понижающие трансформаторы. Напряжение понижается до уровня 6-20 кВ и далее распределяется по кабельным линиям 6-20 кВ до трансформаторных подстанций, на которых напряжение понижается до уровня 0,38 кВ. Из-за такого большого количества трансформаций суммарная мощность всех трансформаторов, установленных в электрической сети, в 7 — 8 раз превышает общую мощность генераторов, установленных на электростанциях.
На однолинейных электрических схемах силовые трансформаторы принято изображать в виде пересекающихся окружностей, количество окружностей соответствует числу обмоток трансформатора. Стрелка, пересекающая окружность (как правило, обмотку высокого напряжения), указывает на то, что трансформатор оснащен устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Такой трансформатор способен регулировать напряжение в сети без отключения трансформатора, изменяя количество витков в одной из обмоток.
Рис. 9. Условные графические обозначения трансформаторов:
а – двухобмоточный трансформатор, б – автотрансформатор, в – трансформатор с расщепленной обмоткой, г – двухобмоточный трансформатор с устройством РПН, д – трехобмоточный трансформатор.
Линии электропередачи
В наиболее общем плане линия электропередачи (ЛЭП) определяется как «электрическая линия, выходящая за пределы электростанции или подстанции и предназначенная для передачи электрической энергии на расстояние». Это определение конкретизируется в Государственном стандарте 24291-90 «Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения», где ЛЭП характеризуется как «электроустановка, состоящая из проводов, кабелей, изолирующих элементов и несущих конструкций, предназначенная для передачи электрической энергии между двумя пунктами энергосистемы с возможным промежуточным отбором».
В последнем определении отражается лишь один из признаков классификации ЛЭП, а именно их конструктивное исполнение. Однако для характеристики всей совокупности их разновидностей этого явно недостаточно.
На первом месте здесь стоит род тока. В соответствии с этим признаком различаются линии постоянного тока, а также трехфазного и многофазного переменного тока. Воздушные линии постоянного тока конкурируют с остальными лишь при достаточно большой протяженности и передаваемой мощности, поскольку в общей стоимости электропередачи значительную долю составляют затраты на сооружение концевых преобразовательных подстанций. Наибольшее распространение в мире получили линии трехфазного переменного тока, причем по протяженности среди них лидируют именно воздушные линии. Линии многофазного переменного тока (шести- и двенадцатифазные) в настоящее время относятся к категории нетрадиционных.
Наиболее важным признаком, определяющим различие конструктивных и электрических характеристик ЛЭП, является номинальное напряжение (Uном). К категории низкого напряжения (НН) относятся линии с номинальным напряжением менее 1 кВ. Линии с Uном>1 кВ принадлежат к разряду высокого напряжения, и среди них выделяются линии среднего напряжения (СН) с Uном = 3—35 кВ, высокого напряжения (ВН) с Uном = 110—220 кВ, сверхвысокого напряжения (СВН) с Uном = 330—750 кВ и ультравысокого напряжения (УВН) с Uном > 1000 кВ.
По конструктивному исполнению различают воздушные и кабельные линии. Воздушная линия — это линия электропередачи, провода которой поддерживаются над землей с помощью опор, изоляторов и арматуры. В свою очередь, кабельная линия определяется как линия электропередачи, выполненная одним или несколькими кабелями, уложенными непосредственно в землю или проложенными в кабельных сооружениях (коллекторах, туннелях, каналах, блоках и т.п.).
Как отмечалось ранее, на электрических станциях устанавливаются трехфазные генераторы переменного тока. Для передачи трехфазного тока необходимы три изолированных друг от друга провода, которые образуют одну цепь. По количеству параллельно проложенных цепей (пц), прокладываемых по общей трассе линии электропередачи, различают одноцепные (пц = 1), двухцепные (пц= 2) и многоцепные (пц > 2) линии.
По топологическим (схемным) характеристикам различают радиальные и магистральные линии. Радиальной считается линия, в которую мощность поступает только с одной стороны, т.е. от единственного источника питания. Магистральная линия определяется, как линия, от которой отходит несколько ответвлений. Под ответвлением понимается линия, присоединенная одним концом к другой ЛЭП в ее промежуточной точке без коммутационных аппаратов.
Последний признак классификации — функциональное назначение. Здесь выделяются распределительные и питающие линии, а также линии межсистемной связи. Деление линий на распределительные и питающие достаточно условно, так как и те, и другие служат для обеспечения электрической энергией пунктов потребления. Обычно к распределительным относят линии местных электрических сетей, а к питающим — линии сетей районного значения, которые осуществляют электроснабжение центров питания распределительных сетей. Линии межсистемной связи непосредственно соединяют разные энергосистемы и предназначены для взаимного обмена мощностью, как в нормальных режимах, так и при авариях.
Воздушные линии электропередачи
Наглядное представление о составе конструктивных элементов воздушной линии дает рис. 10.
 Рис.10. Конструктивные элементы одноцепной воздушной линии: 1 — провода фаз линии (А, В, С); 2 — защитные тросы (Т1, Т2): 3 — опора; 4 — гирлянда изоляторов; 5 — элементы арматуры; 6 — фундаменты |
Естественно, главными элементами являются провода фаз линии А, В, С, непосредственно осуществляющие передачу электроэнергии. Для защиты проводов от прямых ударов молнии служат тросы, монтируемые в верхней части опор на тросостойках. Опоры предназначены для надежного поддержания проводов и тросов на определенной высоте над поверхностью земли, как при нормальной эксплуатации линии, так и в различных аварийных ситуациях. Изоляторы должны обеспечить необходимый промежуток между находящимся под напряжением проводом и заземленным телом опоры. Линейная арматура — это комплекс устройств, с помощью которых провода соединяются, закрепляются на изоляторах, а изоляторы — на опорах. Наконец, фундаменты служат для обеспечения устойчивого положения опор в пространстве. |
На рис. 11 показан участок одноцепной воздушной линии между опорами, которые по виду отличаются от показанной на рис. 3.10. Эти опоры называются анкерными, а расстояние Lамежду ними по трассе — анкерным пролетом. Такие опоры, в отличие от расположенных между ними промежуточных опор, рассчитаны на противодействие значительным силам одностороннего тяжения по проводам, возникающим при их обрыве в примыкающем к анкерной опоре промежуточном пролете длиной L, а также при монтаже проводов и тросов. Провода на анкерных опорах жестко закрепляются на натяжных гирляндах изоляторов, а на промежуточных опорах — на поддерживающих гирляндах, имеющих длину λг.Длина гирлянды тем больше, чем выше номинальное напряжение линии.
1 — поддерживающая гирлянда; 2 — натяжная гирлянда; 3 — промежуточная опора;
4 — анкерная опора
Рис. 11. Эскиз анкерного пролета ВЛ.
В промежуточном пролете провода и тросы провисают. Расстояние по вертикали между точкой подвеса на опоре и низшей точкой в пролете называется стрелой провеса. На рис. 11 стрела провеса провода обозначена fп,а троса — fт.Расстояние от низшей точки провода до земли, воды или пересекаемых объектов hгназывается габаритом линии. Оно определяется в Правилах устройства электроустановок в зависимости от Uном, характера местности и типа пересекаемого линией сооружения и для ВЛ с Uном ≤ 500 кВ, сооружаемых в ненаселенной местности, составляет 6—8 м.
В качестве материаладля изготовления опор используются древесина, железобетон и сталь. Деревянные опоры в России применяют на ВЛ с номинальным напряжением до 220 кВ включительно, хотя в США есть опыт строительства ВЛ 345 кВ на опорах из клееной древесины. Унифицированные железобетонные опоры (ЖБО) в России применяются для сооружения ВЛ с номинальным напряжением до 500 кВ включительно. Металлические опоры применяются во всем диапазоне номинальных напряжений (35—1150 кВ).
Рис. 12. Примеры опор воздушных линий электропередачи: a – одноцепная металлическая промежуточная опора 750 кВ; b – двухцепная железобетонная промежуточная опора 110 кВ;
c – одноцепная деревянная анкерная опора 110 кВ.
Изоляторы ВЛ изготавливают в основном из фарфора или закаленного стекла. Вместе с тем, в последние два десятилетия все шире начинают применяться и полимерные изоляторы. Фарфор и стекло обладают высокой стойкостью к атмосферным воздействиям, достаточно высокой механической и электрической прочностью. Стеклянные изоляторы легче фарфоровых, лучше противостоят ударным нагрузкам и не растрескиваются, а рассыпаются при пробое, что облегчает визуальное нахождение места повреждения при осмотрах линии.
Рис. 13. Виды изоляторов воздушных линий:
а — штыревой: б — подвесной тарельчатого типа; в — полимерный стержневого типа;
1 — шапка; 2 — изолирующая деталь (тарелка): 3 — стержень;
4 — цементная заделка; 5 — замок изолятора
Конструктивно различаются два вида стеклянных и фарфоровых изоляторов — штыревые и подвесные. Штыревые (рис. 13, а) применяются на ВЛ до 35 кВ включительно. Корпус изолятора имеет внутреннюю резьбу и навинчивается на металлический штырь или крюк. Подвесные изоляторы (рис. 13, б) применяются на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы собираются в гирлянды. Количество изоляторов в поддерживающей гирлянде определяется в основном значением номинального напряжения линии, а также степенью загрязненности атмосферы, материалом опоры и типом изолятора. Для визуальной оценки номинального напряжения линии, полезно запомнить, что один изолятор в гирлянде может выдержать напряжение около 15 кВ. Т.е. на линию 110 кВ в гирлянду собирают 7-8 изоляторов, а на линии 330 кВ уже 19-20.
Стержневые полимерные изоляторы (рис. 13.в) представляют собой относительно новое поколение изоляции ВЛ. Основными достоинствами полимерных изоляторов являются прежде всего их высокая эксплуатационная надежность, малая масса, устойчивость к ударным механическим нагрузкам и актам вандализма (в том числе к расстрелам), удобство транспортировки и простота монтажа, а также эстетичный внешний вид.
На воздушных линиях преимущественно применяются неизолированные провода и тросы. Вместе с тем в последние три десятилетия за рубежом и в 90-е годы XX в. в России на линиях 0,4 и 6-20 кВ стали довольно широко применяться самонесущие изолированные провода (СИП), а на ВЛ 35 кВ — изолированные. Сооружение линий с такими проводами значительно дороже по сравнению с воздушными линиями с неизолированными проводами, однако их повреждаемость существенно ниже. Последним в основном и объясняется их все расширяющееся применение.
Разновидности конструкций неизолированных проводов представлены на рис. 14. Они включают как монометаллические (из меди, алюминия, стали), так и биметаллические (сталь и алюминий) провода.
Рис. 14. Конструкции неизолированных проводов:
а — однопроволочный; б — многопроволочный из одного металла (сплава);
в — многопроволочный из двух металлов (сталеалюминиевый):
г — расширенный; д — пустотелый (полый);
1 — алюминий; 2 — сталь; 3 — наполнитель.
Однопроволочные провода допускаются к применению лишь на ВЛ напряжением до 1 кВ. При более высоких номинальных напряжениях используются исключительно многопроволочные конструкции. Из монометаллических в России ограниченно применяются алюминиевые провода — главным образом в местных электрических сетях 0,4 и 6-10 кВ, где длины пролетов не превышают 100 – 150 м.
Расширенные и полые провода разрабатывались для применения на ВЛ напряжением 220 кВ и выше с целью уменьшения отрицательных последствий явления коронного разряда на проводах (потерь электроэнергии, акустического шума и помех радио- и телевизионному приему). Это явление возникает при определенной напряженности электрического поля на поверхности провода (около 30 кВ/см), которая обратно пропорциональна внешнему диаметру провода. Применение проводов обычной многопроволочной конструкции с увеличенным по этой причине диаметром неэкономично, поскольку сечение такого провода из-за явления поверхностного эффекта (плотность тока увеличивается от центра проводника к его поверхности) при протекании по нему переменного тока используется не полностью, т.е. какое-то количество материала не работает и является как бы лишним. Пустотелая конструкция позволяет избежать перерасхода цветного металла и удорожания ВЛ. Аналогичные цели преследовались и при создании расширенных проводов за счет размещения внутри многопроволочной конструкции каркасных спиралей или стеклопластиковых наполнителей.
Альтернативой применения таких достаточно сложных в изготовлении конструкций является так называемое расщепление фазы (рис. 15)на несколько составляющих,широко применяемое во всем мире для воздушных линий сверхвысокого напряжения и ультравысокого напряжения. Так, на отечественных линиях 330 кВ используется расщепление фазы на два провода. На ВЛ 500 кВ применяется «пучок» из трех проводов. На ВЛ 750 кВ используют четыре-пять проводов, а на ВЛ 1150 кВ – восемь-десятьпроводов.
Рис. 15. Примеры расщепления фазы воздушной линии 750 кВ (a) и 500 кВ (b).
В России основным используемым типом проводов для ВЛ 35-1150 кВ до настоящего времени являются биметаллические сталеалюминиевые. Они имеют стальной сердечник из одной или нескольких проволок. На этот сердечник накладываются несколько повивов алюминиевых проволок. Обозначение сталеалюминиевых проводов состоит из обозначения марки (АС) и номинальных сечений алюминиевой части и стального сердечника. Например, марка провода АС 150/24 расшифровывается следующим образом: сталеалюминиевый провод, сечение алюминия 150 мм 2 , сечение стали – 24 мм 2 .
Дата добавления: 2019-11-16 ; просмотров: 348 ; Мы поможем в написании вашей работы!