В зависимости от места и способа присоединения подстанции к электрической сети

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

Нормативные документы не устанавливают классификации подстанций по месту и способу присоединения к электрической сети. Однако ряд источников даёт классификацию исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций.

тупиковые - питаемые по одной или двум радиальным линиям

ответвительные - присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях

проходные - присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием

узловые - присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями

Ответвительные и проходные подстанции объединяют понятием промежуточные, которое определяет размещение подстанции между двумя центрами питания или узловыми подстанциями. Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между узлами сети, называют транзитными. Также используется термин "опорная подстанция", который как правило обозначает подстанцию более высокого класса напряжения по отношению к рассматриваемой подстанции или сети. В связи с тем, что ГОСТ 24291-90 определяет опорную подстанцию как "подстанцию, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа", для указанного выше значения целесообразнее использовать термин "центр питания".

6 Главная понизительная подстанция

главная понизительная подстанция представляет собой подстанцию, использующуюся на промышленных предприятиях (потребителях электроэнергии первого уровня) для обеспечения требуемого выходного напряжения.

7 Подстанция глубокого ввода

Главная понизительная подстанция (ГПП) представляет собой подстанцию, получающую питание напряжением 35-220 кВ непосредственно от районной энергосистемы, а затем распределяет электроэнергию на более низком напряжении 6-35 кВ по всему объекту или отдельному его району, т. е. по трансформаторным подстанциям предприятия, города, включая и питание крупных ЭП на 6,10,35 кВ.

Под глубоким вводом подразумевается система питания электроэнергией, при которой электрическая линия подводится как можно ближе к электроустановкам потребителей с целью уменьшения числа ступеней трансформации и снижения потерь мощности и энергии.

Узловая распределительная подстанция (УРП) - это центральная подстанция, питающиеся от энергосистемы напряжением 110-330 кВ, как правило, имеющая районное значение.

Подстанция глубокого ввода (ПГВ) выполняется по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении и получает питание напряжением 35-220 кВ от энергосистемы или от узловой распределительной подстанции определенного района, обеспечивает питанием отдельные объекты, районы, или предприятия.

8 Узловая подстанция

Подстанция узловая — подстанция, связывающая две или более различных сети с трансформированием, преобразованием, распределением и/или передачей энергии по крайней мере между двумя из них.

9 Центральная распределительная подстанция

Центральная распределительная подстанция (ЦРП) - подстанция предприятия, получающая электроэнергию от энергосистемы на напряжении 10(6) кВ и распределяющая ее на том же напряжении по территории предприятия

10 Схемы и группы соединения обмоток силовых трансформаторов

Обмотки трансформаторов имеют обычно соединения: звезда - Y, звезда с выведенной нейтралью - и треугольник - D.

Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е₁ и Е₂) принято выражать условно группой соединений.

В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем при схемах соединения обмоток звезда - звезда мы можем получить любую четную группу (2, 4, 6, 8, 10, 0), а при схеме звезда - треугольник или треугольник - звезда - любую нечетную группу (1, 3, 5, 7, 9, 11).

Группы соединений указываются справа от знаков схем соединения обмоток. Трансформаторы на рисунке 4.4 имеют схемы и группы соединения обмоток: /D - 11, / /D - 0 - 11, /D / D - 11-11.

Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной ЭДС - в раз меньше линейной. Обмотки НН преимущественно соединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток . Кроме того, при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается симметрия напряжения на нагрузке.

Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Заземлениенейтрали обмоток ВН обязательно в трансформаторах 230 кВ и выше и во всех автотрансформаторах. Системы 110 кВ могут работать как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов могут быть разземлены. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ограничителей перенапряжений к нулевой точке трансформатора (рисунок 4.5).

Нейтраль заземляется также на вторичных обмотках трансформаторов, питающих четырехпроводные сети 380/220 В.

Нейтрали обмоток при напряжении 10-35 кВ не заземляются или заземляются через дугогасящий реактор для компенсации емкостных токов.

а - трансформаторов 110-220 кВ без РПН;

б - трансформаторов 330-750 кВ без РПН;

в - трансформаторов 110 кВ с РПН;

г - автотрансформаторов всех напряжений;

д - трансформаторов 150-220 кВ с РПН;

е - трансформаторов 330-500 кВ с РПН

Рисунок 4.5 - Способы заземления нейтралей трансформаторов

и автотрансформаторов

11 Условия параллельной работы силовых трансформаторов

Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:

1) группы соединения обмоток одинаковы;

2) соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

3) коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ±0,5 %;

4) напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ±10 %;

5) произведена фазировка трансформаторов.

12 Системы охлаждения силовых трансформаторов

(см. вопрос №25)

13 Способы включения синхронных генераторов на параллельную работу с сетью

Генераторы включаются на параллельную работу с сетью либо способом точной синхронизации при введенной блокировке от несинхронного включения, либо способом самосинхронизации.

При точной синхронизации должны соблюдаться условия:

1) напряжение на выводах генератора должно быть равно напряжению сети U_Г = U_C;

2) частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети f_Г = f_С;

3) включение должно произойти в момент совпадения фаз генератора и сети.

Недостатками этого метода являются сложность процесса включения и его длительность.

При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Генераторы большей мощности разрешается включать этим способом, если I_П0/I_HOM £ 3,0, где I_П0 - периодическая составляющая тока при включении.

При самосинхронизации синхронный генератор разворачивают до частоты вращения, близкой к синхронной, и невозбужденным включают в сеть. При этом обмотка возбуждения замыкается на разрядный резистор, используемый для гашения поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор. После включения генератора в сеть подается импульс на включение АГП, генератор возбуждается и втягивается в синхронизм за 2-3 с.

Преимущества метода самосинхронизации:

1) значительное упрощение операции включения;

2) быстрое включение генератора в сеть, что очень важно при аварии в системе;

3) возможность включения во время снижения напряжения и частоты сети;

4) отсутствие опасности повреждения машины.

Недостатком метода самосинхронизации является значительная посадка напряжения на шинах генераторного напряжения в момент включения, поэтому этот способ синхронизации не рекомендуется для электростанций с общими сборными шинами генераторного напряжения.

14 Способы регулирования напряжения на подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Коэффициент трансформации определяется как отношение первичного напряжения ко вторичному, или

(4.12)

где w₁, w₂ - число витков первичной и вторичной обмоток соответственно.

Отсюда U₂ = U₁w₂/w₁.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т. е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах ± 5 %, для чего трансформаторы небольшой мощности, кроме основного вывода, имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения: + 5 % и - 5 % (рисунок 4.11).

1 - неподвижный контакт

2 - сегмент контактный

3 - вал переключателя

Рисунок 4.11 - Схема регулирования напряжения ПБВ

с трехфазным переключателем

Если трансформатор работал на основном выводе 0 и необходимо повысить напряжение на вторичной стороне U₂, то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление - 5 %, уменьшая тем самым число витков w₁.

Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора (от ± 10 до 16 % ступенями приблизительно по 1,5 %).

Ab - основная обмотка

bc - ступень грубой регулировки

de - ступени плавной регулировки

Рисунок 4.12 - Схема регулирования напряжения РПН

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки (рисунок 4.12). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении II, а избиратель И - на ответвлении 6. Наименьший коэффициент трансформации будет при положении переключателя I, а избирателя - на ответвлении 1. Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с тиристорными переключателями.

Для регулирования напряжения под нагрузкой на мощных трансформаторах и автотрансформаторах применяются также последовательные регулировочные трансформаторы (рисунок 4.13).

1 - основная обмотка автотрансформатора

2 - последовательный трансформатор

3 - регулировочный автотрансформатор

Рисунок 4.13 - Схема включения последовательного регулировочного трансформатора в цепь автотрансформатора

Они состоят из последовательного трансформатора 2, который вводит добавочную ЭДС в основную обмотку автотрансформатора 1, и регулировочного автотрансформатора 3, который меняет эту ЭДС. С помощью таких трансформаторов можно изменять не только напряжение (продольное регулирование), но и его фазу (поперечное регулирование). Устройство таких трансформаторов значительно сложнее, чем РПН, поэтому они дороже и применение их ограничено.

Одним из видов последовательных регулировочных трансформаторов являются линейные регуляторы, которые включаются последовательно в линию или в цепь трансформатора без РПН, обеспечивая регулирование напряжения в пределах ± (10-15) %.

Широкое применение линейные регуляторы находят на подстанциях с автотрансформаторами. На стороне СН регулирование напряжения обеспечивается встроенным в автотрансформатор РПН, а на стороне НН устанавливается регулировочный трансформатор, снабженный автоматическим регулированием напряжения. Регулировочные трансформаторы типа ЛТМ выпускаются мощностью 1,6-6,3 MB×А на напряжение 6-10 кВ, типов ЛТМН, ЛТДН мощностью 16-100 MB×А на напряжение до 35 кВ.

15 Масляные выключатели

Масляные баковые выключатели

В масляном баковом выключателе масло предназначено для гашения дуги и изоляции токоведущих частей друг от друга и от заземленного бака.

Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки, возможность установки встроенных трансформаторов тока.

Недостатки баковых выключателей: взрыво- и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

Указанные недостатки баковых выключателей привели к тому, что на вновь сооружаемых объектах они не применяются, а на действующих заменяются вакуумными и элегазовыми.

Дата добавления: 2019-11-25; просмотров: 491; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!