Коспект. Конспект лекций ИП и ПРЭ. Принцип первый. Электромеханическое преобразование энергии не может осуществляться с кпд, равным или большим 100 %
 Скачать 0.71 Mb.
|
|
Электромеханическое преобразование энергии в индуктивных электрических машинах основано на явлении электромагнитной индукции и связано с электродвижущими силами, которые индуктируются в процессе периодического изменения магнитного поля, происходящем при механическом перемещении обмоток или элементов магнитопровода. При обобщении процессов преобразования энергии в преобразователях различных конструкций выделяют три фундаментальных принципа электромеханического преобразования энергии, свойственных всем типам индуктивных преобразователей. Принцип первый. Электромеханическое преобразование энергии не может осуществляться с КПД, равным или большим 100 %. Другими словами, этот принцип можно сформулировать короче: «вечного двигателя« не существует. Процесс преобразования электрической энергии вмеханическую и ее обратное преобразование сопровождается обязательным выделением тепловой энергии. Полученная тепловая энергия, как правило, не используется и рассеивается в окружающей среде. Ее принято называть ПОТЕРЯМИ. У крупных машин тепловые потери составляют доли процента; у маломощных – иногда более половины потребляемой ими энергии теряется в виде тепла. Все потери в электрических машинах делят на основные и добавочные потери. К основным потерям относят электрические, магнитные и механические потери. Электрические потери (по месту возникновения их часто называют потери в меди), включают потери в обмотках и потери в щеточных контактах (если они есть). Потери в меди пропорциональны квадрату тока, а электрические потери в скользящем контакте зависят от сорта щеток и состояния контактных поверхностей и определяются как произведение падения напряжения на скользящем контакте ΔUщ на величину тока I, протекающего через контакт. Магнитные потери возникают в основных участках магнитной системы ЭП (в зубцах, ярмах магнитопровода, полюсах машины), там, где замыкается переменный рабочий магнитный поток машины. Магнитные потери по месту возникновения частоназывают потерями в стали. По физической природе магнитные потери состоят из потерь на вихревые токи и потерь на гистерезис; зависят: от марки стали, толщины листов набора магнитопровода, индукции и частоты перемагничивания. Существенное влияние на магнитные потери оказывают технологические факторы (направление прокатки и штамповка листов, прессовка пакетов, механическая и термическая обработка магнитопровода). Для определения магнитных потерь пользуются приближенными формулами с эмпирическими коэффициентами, учитывающими приведенные выше факторы. Механические потери включают потери на трение вращающихся частей машины о воздух, потери на трение в подшипниках и в скользящих контактах, а также потери в вентиляторе, затрачиваемые на создание потока хладагента. Приближенно можно считать, что механические потери пропорциональны квадрату частоты вращения ротора. Потери на трение зависят от плотности и вязкости среды, в которой вращается ротор машины. Например, при заполнении внутреннего пространства машины водородом вентиляционные потери уменьшаются примерно в 10 раз. Второй принцип. Электромеханические преобразователи обратимы. Один и тот же электромеханический преобразователь может быть как источником механической и потребителем электрической энергии, так и наоборот, т.е. потоки электрической и механической энергии в преобразователе могут изменять свое направление. Однако поток тепловой энергии, возникающий за счет потерь при преобразовании, как правило, направление не меняет. Третий принцип. Электромеханическое преобразование энергии осуществляется в воздушном зазоре магнитными полями, неподвижными относительно друг друга. Магнитные поля ротора и статора, неподвижные относительно друг друга, создают в воздушном зазоре результирующее магнитное поле и движущий электромагнитный момент. При взаимном перемещении относительно друг друга магнитные поля статора и ротора создают только поток тепловой энергии, косвенно влияя на распределение потоков механической и электрической энергии без их взаимного преобразования. Увеличение тепловых потерь в машине и снижение преобразованной мощности приводит к уменьшению ее КПД. Принципы и способы электромеханического преобразования энергии, устройства для преобразования В синхронных машинах частоты вращения магнитного поля статора и ротора равны между собой. Синхронные машины могут работать как генераторами, так и двигателями. В зависимости от типа привода синхронные генераторы получили и свои названия. Турбогенератор, - это генератор, приводимый в движение паровой турбиной, гидрогенератор вращает водяное колесо, а дизель - генератор механически связан с двигателем внутреннего сгорания. Синхронные двигатели широко применяют для привода мощных компрессоров, насосов, вентиляторов. Синхронные микродвигатели используют для привода лентопротяжных механизмов регистрирующих приборов, магнитофонов и т.д. КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА Статор синхронной машины по конструкции не отличается от статора асинхронного двигателя. В пазах статора размещается трехфазная, двухфазная или однофазная обмотки. Заметное отличие имеет ротор, который принципиально представляет собой постоянный магнит или электромагнит. Это налагает особые требования на геометрическую форму ротора. Любой магнит имеет полюса, число которых может быть два и более. На рис. 6.1.1 приведены две конструкции генераторов, с тихоходным и быстроходным ротором.  Быстроходными бывают, как правило, турбогенераторы. Количество пар магнитных полюсов у них равно единице. Чтобы такой генератор вырабатывал электрический ток стандартной частоты f = 50 Гц, его необходимо вращать с частотой  На гидроэлектростанциях вращение ротора зависит от движения водяного потока. Но и при медленном вращении такой генератор должен вырабатывать электрический ток стандартной частоты f = 50 Гц. Поэтому для каждой гидроэлектростанции конструируется свой генератор, на определенное число магнитных полюсов на роторе. В качестве примера приведем параметры синхронного генератора, работающего на Днепровской ГЭС. Водяной поток вращает ротор генератора с частотой n = 33,3 об / мин. Задавшись частотой f = 50 Гц, определим число пар полюсов на роторе:  Принцип действия синхронного генератора основан на явлении электромагнитной индукции. Ротор с магнитными полюсами создает вращающееся магнитное поле, которое, пересекая обмотку статора, наводит в ней ЭДС. При подключении к генератору нагрузки генератор будет являться источником переменного тока. ЭДС СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА Величина наводимой в обмотке статора ЭДС количественно связана с числом витков обмотки и скорости изменения магнитного потока:  Переходя к действующим значениям, выражение ЭДС можно записать в виде:  где n - частота вращения ротора генератора, Ф - магнитный поток, c - постоянный коэффициент. При подключении нагрузки напряжение на зажимах генератора в разной степени меняется. Так, увеличение активной нагрузки не оказывает заметного влияния на напряжение. В то же время индуктивная и емкостная нагрузки влияют на выходное напряжение генератора. В первом случае рост нагрузки размагничивает генератор и снижает напряжение, во втором происходит его подмагничивание и повышение напряжения. Такое явление называется реакцией якоря. Для обеспечения стабильности выходного напряжения генератора необходимо регулировать магнитный поток. При его ослаблении машину надо подмагнитить, при увеличении -размагнитить. Делается это путем регулирования тока, подаваемого в обмотку возбуждения ротора генератора. СИНХРОННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ Конструкция синхронного двигателя такая же, как и у синхронного генератора. При подаче тока в трехфазную обмотку статора в нем возникает вращающееся магнитное поле. Частота вращения его определяется формулой:  где f - частота тока питающей сети, р - число пар полюсов на статоре. Ротор, являющийся часто электромагнитом, будет строго следовать за вращающимся магнитным полем, т.е. его частота вращения n2= n1. Рассмотрим принцип действия синхронного двигателя на следующей условной модели (рис. 6.3.1.). Пусть магнитное поле статора будет смоделировано системой вращающихся магнитных полюсов N - S.  Ротор двигателя тоже представляет собой систему электромагнитов S - N, которые "сцеплены" с полюсами на статоре. Если нагрузка на двигателе отсутствует, то оси полюсов статора будут совпадать с осями полюсов ротора (  = 0). Если же к ротору подключена механическая нагрузка, то оси полюсов статора и ротора могут расходиться на некоторый угол . Однако "магнитное сцепление" ротора со статором будет продолжаться, и частота вращения ротора будет равна синхронной частоте статора (n2= n1). При больших значениях ротор может выйти из "сцепления" и двигатель остановится. Главное преимущество синхронного двигателя перед асинхронным - это обеспечение синхронной скорости вращения ротора при значительных колебаниях нагрузки.СИСТЕМА ПУСКА СИНХРОННОГО ДВИГАТЕЛЯ Как мы показали выше, синхронное вращение ротора обеспечивается "магнитным сцеплением" полюсов ротора с вращающимся магнитным полем статора. В первый момент пуска двигателя вращающееся магнитное поле статора возникает практически мгновенно. Ротор же, обладая значительной инерционной массой, прийти в синхронное вращение сразу не сможет. Его надо "разогнать" до подсинхронной скорости каким-то дополнительным устройством. Долгое время роль разгонного двигателя играл обычный асинхронный двигатель, механически соединенный с синхронным. Ротор синхронного двигателя приводится во вращение до подсинхронной скорости. Далее двигатель сам втягивается в синхронизм. Обычно мощность пускового двигателя составляет 5-15 % от мощности синхронного двигателя. Это позволяет пускать в ход синхронный двигатель только вхолостую или при малой нагрузке на валу. Применение пускового двигателя мощностью, достаточной для пуска синхронного двигателя под нагрузкой делает такую установку громоздкой и дорогой. В последнее время используется так называемая система асинхронного пускасинхронных двигателей. С этой целью в полюсные наконечники забивают стержни, напоминающие собою короткозамкнутую обмотку асинхронного двигателя (рис. 6.3.2.1).  В начальный период пуска синхронный двигатель работает как асинхронный, а в последующем - как синхронный. В целях безопасности обмотку возбуждения в начальном периоде пуска закорачивают, а на заключительном подключают к источнику постоянного тока. РЕАКТИВНЫЙ СИНХРОННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ В лабораторной практике, в быту и в маломощных механизмах применяют так называемые реактивные синхронные двигатели. От обычных классических машин они отличаются лишь конструкцией ротора. Ротор здесь не является магнитом или электромагнитом, хотя по форме напоминает собой полюсную систему. Принцип действия реактивного синхронного двигателя отличен от рассмотренного выше. Здесь работа двигателя основана, на свободной ориентации ротора таким образом, чтобы обеспечить магнитному потоку статора лучшую магнитную проводимость (рис. 6.4.1).  Действительно, если в какой-то момент времени максимальный магнитный поток будет в фазе А - X, то ротор займет положение вдоль потока ФА. Через 1/3 периода максимальным будет поток в фазе В - У. Тогда ротор развернется вдоль потока ФВ. Еще через 1/3 периода произойдет ориентация ротора вдоль потока. ФС. Так непрерывно и синхронно ротор будет вращаться с вращающимся магнитным полем статора. В школьной практике иногда, при отсутствии специальных синхронных двигателей, возникает необходимость в синхронной передаче. Эту проблему можно решить с помощью обычного асинхронного двигателя, если придать ротору следующую геометрическую форму (рис. 6.4.2).  ШАГОВЫЙ ДВИГАТЕЛЬ Этот тип двигателя является машиной постоянного тока, хотя принцип действия его напоминает синхронный реактивный двигатель. Как видно из рис. 6.5.1, статор двигателя имеет шесть пар выступающих полюсов.  Каждые две катушки, расположенные на противоположных полюсах статора, образуют обмотку управления, включаемую, в сеть постоянного тока. Ротор - двухполюсный. Если подключить к источнику постоянного тока катушки полюсов 1 - 1', то ротор расположится вдоль этих полюсов. Если задействовать катушки полюсов 2 - 2', а катушки полюсов 1 - 1' обесточить, то ротор повернется и займет положение вдоль полюсов 2 - 2'. Такой же поворот ротора произойдет, если включить в сеть катушки полюсов 3 - 3'. Так, шагами, ротор будет "следовать" за своей обмоткой управления. Преимуществом шаговых двигателей является то, что в них совершенно отсутствует "самоход". Они поворачиваются и строго фиксируются с шагом, пропорциональным числу полюсов на статоре. Это качество делает его незаменимым в особо точных механизмах (для привода часов, механизмов подачи ядерного топлива в реакторах, в станках с ЧПУ и т.д.). Управление шаговыми двигателями ведется с применением различных электронных устройств (триггеров Шмидта и др.). Топология построения схем распределительных устройств различных напряжений. Режимы работы нейтрали. Изолированная нейтраль. Нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор Способ заземления нейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет: ток в месте повреждения и перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании; схему построения релейной защиты от замыканий на землю; уровень изоляции электрооборудования; выбор аппаратов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителей перенапряжений); бесперебойность электроснабжения; допустимое сопротивление контура заземления подстанции; безопасность персонала и электрооборудования при однофазных замыканиях. В настоящее время в мировой практике используются следующие способы заземления нейтрали сетей среднего напряжения (термин «среднее напряжение» используется в зарубежных странах для сетей с диапазоном рабочих напряжений 1-69 кВ): изолированная (незаземленная); глухозаземленная (непосредственно присоединенная к заземляющему контуру); заземленная через дугогасящий реактор; заземленная через резистор (низкоомный или высокоомный). Ниже в табл. 1 приведены способы заземления нейтрали, используемые в разных странах мира. В России, согласно п.1.2.16 последней редакции ПУЭ, введенных в действие с 1 января 2003 г., «...работа электрических сетей напряжением 3-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор». Таким образом, сейчас в сетях 6-35 кВ в России формально разрешены к применению все принятые в мировой практике способы заземления нейтрали, кроме глухого заземления. Отметим, что, несмотря на это, в России имеется опыт применения глухого заземления нейтрали в некоторых сетях 35 кВ (например, кабельная сеть 35 кВ электроснабжения г. Кронштадта). Рассмотрим подробнее способы заземления нейтрали и дадим им общую характеристику. Изолированная нейтральРежим изолированной нейтрали достаточно широко применяется в России. При этом способе заземления нейтральная точка источника (генератора или трансформатора) не присоединена к контуру заземления. В распределительных сетях 6-10 кВ России обмотки питающих трансформаторов, как правило, соединяются в треугольник (рис. 1), поэтому нейтральная точка физически отсутствует. ПУЭ ограничивает применение режима изолированной нейтрали в зависимости от тока однофазного замыкания на землю сети (емкостного тока). Компенсация тока однофазного замыкания на землю (использование дугогасящих реакторов) должна предусматриваться при емкостных токах: более 30 А при напряжении 3-6 кВ; более 20 А при напряжении 10 кВ; более 15 А при напряжении 15-20 кВ; более 10 А в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ; более 5 А в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков «генератор–трансформатор». Вместо компенсации тока замыкания на землю может применяться заземление нейтрали через резистор (резистивное) с соответствующим изменением логики действия релейной защиты. Исторически режим изолированной нейтрали был первым режимом заземления нейтрали, использовавшимся в электроустановках среднего напряжения. Его достоинствами являются: отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю; малый ток в месте повреждения (при малой емкости сети на землю). Недостатками этого режима заземления нейтрали являются: возможность возникновения дуговых перенапряжений при перемежающемся характере дуги с малым током (единицы–десятки ампер) в месте однофазного замыкания на землю; возможность возникновения многоместных повреждений (выход из строя нескольких электродвигателей, кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях, связанных с дуговыми перенапряжениями; возможность длительного воздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к накоплению в ней дефектов и снижению срока службы; необходимость выполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейное напряжение; сложность обнаружения места повреждения; опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети; сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как реальный ток замыкания на землю зависит от режима работы сети (числа включенных присоединений). Кроме того, значительное число повреждений трансформаторов напряжения типа НТМИ-6(10), ЗНОЛ-6(10), ЗНОМ-35 в отечественных сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью при однофазных замыканиях на землю также связано с состоянием нейтрали сетей среднего напряжения. Недостатки режима работы с изолированной нейтралью весьма существенны, а такое достоинство, как отсутствие необходимости отключения первого замыкания, достаточно спорно. Так, всегда есть вероятность возникновения второго замыкания на другом присоединении из-за перенапряжений и отключения сразу двух кабелей, электродвигателей или воздушных линий. Такое развитие событий в эксплуатации не так редко, как кажется на первый взгляд. Именно по этой причине во многих странах, таких, как США, Канада, Англия, Австралия, Бельгия, Португалия, Франция и другие, отказ от режима изолированной нейтрали произошел еще в 40–50-х годах прошлого века. Как видно из табл. 1, в настоящее время из промышленно развитых стран режим изолированной нейтрали применяют только Италия, Япония и Финляндия. Причем в Италии сейчас рассматривается возможность перехода к работе с заземлением через дугогасящий реактор, а в Японии – с заземлением через резистор. В России до последнего времени режим изолированной нейтрали был закреплен в ПУЭ. Именно этим объясняется сложившееся положение, когда даже в сетях с высоковольтными электродвигателями, где защита от однофазных замыканий выполнена с действием на отключение без выдержки времени, применяется режим изолированной нейтрали. Нейтраль, заземленная через дугогасящий реакторОна также достаточно часто применяется в России. Этот способ заземления нейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используя специальный трансформатор (рис.2). С точки зрения исторической последовательности возникновения этот способ заземления нейтрали является вторым. Он был предложен немецким инженером Петерсеном в 20-х годах прошлого столетия (в европейских странах дугогасящие реакторы называют по имени изобретателя «Petersen coil» – катушка Петерсена). Достоинствами этого метода заземления нейтрали являются: отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю; малый ток в месте повреждения (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс); возможность самоликвидации однофазного замыкания, возникшего на воздушной линии или ошиновке (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс); исключение феррорезонансных процессов, связанных с насыщением трансформаторов напряжения и неполнофазными включениями силовых трансформаторов. Недостатками этого режима заземления нейтрали являются: возникновение дуговых перенапряжений при значительной расстройке компенсации; возможность возникновения многоместных повреждений при длительном существовании дугового замыкания в сети; возможность перехода однофазного замыкания в двухфазное при значительной расстройке компенсации; возможность значительных смещений нейтрали при недокомпенсации и возникновении неполнофазных режимов; возможность значительных смещений нейтрали при резонансной настройке в воздушных сетях; сложность обнаружения места повреждения; опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети; сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как ток поврежденного присоединения очень незначителен. В России режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном в разветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляция в отличие от воздушной не является самовосстанавливающейся. То есть, однажды возникнув, повреждение не устранится, даже несмотря на практически полную компенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения. Соответственно для кабельных сетей самоликвидация однофазных замыканий как положительное свойство режима заземления нейтрали через дугогасящий реактор не существует. При дуговом характере однофазного замыкания скважность воздействия перенапряжений на изоляцию сети ниже, чем при изолированной нейтрали, но и здесь существует возможность возникновения многоместных повреждений. В последние десятилетия сети 6-10 кВ разрослись, а мощность компенсирующих устройств на подстанциях осталась той же, соответственно значительная доля сетей среднего напряжения сейчас работает с существенной недокомпенсацией. Это ведет к исчезновению всех положительных свойств сетей с компенсированной нейтралью. Отметим дополнительно, что дугогасящий реактор компенсирует только составляющую промышленной частоты тока однофазного замыкания. При наличии в сети источников высших гармоник последние могут содержаться в токе замыкания и в некоторых случаях даже усиливаться. Применение режима с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, в таких странах, как Финляндия, Швеция, отличается от российского. В этих странах он применяется в сетях с воздушными линиями, где его применение наиболее эффективно. Кроме того, в этих странах существует значительное сопротивление грунта, состоящего в основном из скальных пород, и режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор позволяет обнаруживать однофазные замыкания через значительные переходные сопротивления 3-5 кОм. Применение режима заземления нейтрали через дугогасящий реактор в таких странах, как Германия, Австрия, Швейцария, носит в некоторой степени традиционный характер (выше уже говорилось онемецком инженере – изобретателе этого способа). Тем не менее и в этих странах этот режим заземления нейтрали применяется в основном в сетях с воздушными линиями. В сетях среднего напряжения зарубежных промышленных предприятий используется резистивное заземление нейтрали. Режимы работы нейтрали. Нейтраль, заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный). Глухозаземленная нейтраль Нейтраль, заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный)Этот режим заземления используется в России очень редко, только в некоторых сетях собственных нужд блочных электростанций и сетях газоперекачивающих компрессорных станций. В то же время, если оценивать мировую практику, то резистивное заземление нейтрали – это наиболее широко применяемый способ (см. табл. 1).Таблица 1. Способы заземления нейтрали в странах мира
Отсутствие дуговых перенапряжений при однофазных замыканиях и возможность организации селективной релейной защиты являются неоспоримыми преимуществами режима резистивного заземления нейтрали. Именно эти преимущества способствовали широкому распространению такого режима заземления нейтрали в разных странах. Глухозаземленная нейтральКак уже было сказано, в отечественных сетях 6-35 кВ не используется. Этот режим заземления нейтрали широко распространен в США, Канаде, Австралии, Великобритании и связанных с ними странах. Он находит применение в четырехпроводных воздушных сетях среднего напряжения 4-25 кВ. В качестве примера на рис.5 приведен участок сети 13,8 кВ в США. Как видно из рис.5, воздушная линия на всем своем протяжении и ответвлениях снабжена четвертым нулевым проводом. Концепция построения сети заключается в том, чтобы максимально сократить протяженность низковольтных сетей напряжением 120 В. Каждый частный дом питается от собственного понижающего трансформатора 13,8/0,12 кВ, включенного на фаз-ное напряжение. На рис.5* показан такой однофазный трансформатор потребителя с заземленной средней точкой обмотки НН. Основная воздушная линия делится на участки секционирующими аппаратами – реклоузерами. Трансформаторы каждого отдельного потребителя и ответвления от линии защищаются предохранителями. На отпайках от линии используются отделители, обеспечивающие отключение в бестоковую паузу. Этот способ заземления нейтрали не используется в сетях, содержащих высоковольтные электродвигатели. Токи однофазного замыкания в этом случае достигают нескольких килоампер, что недопустимо с позиций повреждения статора электродвигателя (выплавление стали при однофазном замыкании).  Рис. 5. Схема воздушной четырехпроводной распределительной сети 4-25 кВ США.Применение глухого заземления нейтрали в сетях среднего напряжения в России вряд ли необходимо и вероятно в обозримом будущем. Все отечественные линии 6-35 кВ трехпроводные, а трансформаторы потребителей трехфазные, то есть сам подход к построению сети существенно отличается от зарубежного. Указанный выше случай глухого заземления нейтрали в кабельной сети 35 кВ, питающей г. Кронштадт, является исключением. Такое решение было сознательно принято проектным институтом в связи с тем, что ток однофазного замыкания в этой сети составляет около 600 А. Компенсация в данном случае малоэффективна, а надежных высоковольтных низкоомных резисторов на момент реализации решения в России не существовало.Что выбрать?К сожалению, в России жесткие нормативные требования ПУЭ в отношении применения только изолированной нейтрали не позволяли до последнего времени использовать заземление нейтрали через резистор. Даже сейчас, после внесения изменений в ПУЭ, проектные институты продолжают закладывать в новые объекты старую идеологию. По-видимому, необходимы совместные усилия заказчиков, производителей оборудования и проектных институтов для изменения существующей ситуации. В заключение следует отметить, что режим заземления нейтрали в сети среднего напряжения должен выбираться в каждом конкретном случае с учетом следующих факторов:уровня емкостного тока сети; допустимого тока однофазного замыкания, исходя из разрушений в месте повреждения; безопасности персонала и посторонних лиц; допустимости отключения однофазных замыканий с позиций непрерывности технологического цикла; наличия резерва; типа и характеристик используемых защит. Однако в любом случае выбор должен делаться между заземлением нейтрали через дугогасящий реактор, высокоомным или низкоомным заземлением, а режим изолированной нейтрали должен быть полностью исключен. Повышение надежности работы оборудования в аварийных режимах Области применения разных схем соединения обмоток силовых трансформаторов Отсутствие у изготовителей и заказчиков четкого представления о принципиальных отличиях свойств силовых трансформаторов малой мощности с разными схемами соединения обмоток приводит к ошибкам в их применении. Причем неправильный выбор схемы соединения трансформаторных обмоток не только ухудшает технические показатели электроустановок и снижает качество электроэнергии, но и приводит к серьезным авариям. Схемы соединения обмоток и свойства трансформаторов В соответствии с ГОСТ 11677-85 [1] силовые трансформаторы 10(6)/0,4 кВ мощностью от 25 до 250 кВА могут изготавливаться со следующими схемами соединения обмоток: «звезда/звезда» – Y/Yн; «треугольник–звезда» – /Yн; «звезда–зигзаг» – Y/Zн. Принципиальное отличие технических характеристик трансформаторов с различными схемами соединений обмоток заключается в разной реакции на несимметричные токи, содержащие составляющую нулевой последовательности. Это прежде всего однофазные сквозные короткие замыкания, а также рабочие режимы с неравномерной загрузкой фаз. Как известно, силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ имеют трехстержневой стальной сердечник, на каждом стержне которого располагаются первичная и вторичная обмотки соответствующей фазы – А, В и С. Магнитные потоки трех фаз в симметричных режимах работы циркулируют в стальном сердечнике трансформатора и за его пределы не выходят. Что происходит при нарушении симметрии с преобладанием нагрузки одной из фаз на стороне 0,4 кВ? Такие режимы работы исследуются с использованием теории симметричных составляющих [2]. Согласно этой теории любой несимметричный режим работы трехфазной сети представляется в виде геометрической суммы трех симметричных составляющих тока и напряжения: это составляющие прямой, обратной и нулевой последовательностей. Рассмотрим режим максимальной однофазной несимметрии – режим однофазного короткого замыкания (ОКЗ) на стороне 0,4 кВ трансформатора со схемой соединения обмоток /Yн. Картина токов симметричных составляющих в обмотках в этом режиме представлена на рис. 1. В неповрежденных фазах на стороне 0,4 кВ геометрическая сумма трех симметричных составляющих тока равна нулю (рабочей нагрузкой фаз пренебрегаем), а в поврежденной фазе эта сумма максимальна и равна току ОКЗ. Его величина определяется известной формулой:
где Uл– линейное напряжение; R1, R0, X1, Х0– соответственно активные и реактивные сопротивления прямой и нулевой последовательности. Сопротивления прямой последовательности Сопротивления прямой последовательности R1и X1трансформаторов с разными схемами соединения обмоток определяются одними и теми же формулами и отличаются незначительно:  Заглянув в каталоги, нетрудно убедиться, что входящие в эти формулы известные величины Ркзи Uкот схем соединения обмоток трансформатора практически не зависят, а следовательно, от них не зависят и сопротивления прямой последовательности. В отличие от этих сопротивлений, сопротивления нулевой последовательности трансформаторов с разными схемами соединения обмоток отличаются принципиально. Сопротивления нулевой последовательности Рассмотрим картину векторов токов и магнитных потоков в трансформаторе со схемой соединения обмоток /Yн (рис. 2). В таких трансформаторах токи прямой, обратной и нулевой последовательностей протекают как в первичной, так и во вторичной обмотках. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке замыкаются внутри нее и в сеть не выходят. Создаваемые токами нулевой последовательности первичных и вторичных обмоток намагничивающие силы (ампер-витки) направлены встречно и почти полностью компенсируют друг друга, что обуславливает небольшую величину реактивных сопротивлений трансформатора. При этом сопротивления прямой и нулевой последовательностей приблизительно равны:R1= R0; Х1= Х0. В трансформаторах со схемой соединения обмоток Y/Zн в аналогичном режиме ОКЗ токи нулевой последовательности протекают лишь по вторичной обмотке трансформатора, однако магнитного потока нулевой последовательности они не создают, что объясняется особенностью схемы Zн – «зигзаг». Эта особенность состоит в том, что на каждом стержне трансформатора расположено по одной вторичной полуобмотке двух разных фаз (рис. 3). В режиме ОКЗ намагничивающие силы, создаваемые токами нулевой последовательности в этих полуобмотках, направлены встречно и друг друга взаимно компенсируют. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке отсутствуют. В таких трансформаторах сопротивления нулевой последовательности оказываются меньше сопротивлений прямой последовательности: R0< R1; Х0< Х1. Рис. 1. Токи симметричных составляющих в обмотках трансформатора в режиме однофазного короткого замыкания IA21, IA22, IA20, IB21, IB22, IB20, IC21, IC22, IC20 – токи фаз А, В, С прямой, обратной и нулевой последовательностей вторичной обмотки; IA11, IA12, IA10, IB11, IB12, IB10, IC11, IC12, IC10 – токи фаз А, В, С прямой, обратной и нулевой последовательностей первичной обмотки.  Рис. 2. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток /Yн  Рис. 3. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Zн  Как следует из формулы (1), это обеспечивает большую величину тока ОКЗ у трансформаторов со схемами Y/Zн по сравнению с трансформаторами со схемами /Yн. Теперь обратимся к трансформаторам со схемой соединения обмоток Y/Yн. Как известно, в обмотках, соединенных в звезду без выведенной нулевой точки, токи нулевой последовательности протекать не могут. Поэтому в режиме ОКЗ токи этой последовательности протекают только во вторичной обмотке трансформатора. Совпадающие по фазе магнитные потоки нулевой последовательности, создаваемые токами вторичной обмотки, выходят за пределы магнитного сердечника и замыкаются через металлический кожух трансформатора (рис. 4). Это определяет значительно большую величину сопротивлений нулевой последовательности таких трансформаторов: R0>> R1; X0>> X1. Рис. 4. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Yн  Следует отметить, что в отличие от сопротивлений прямой последовательности трансформаторов, которые можно рассчитать, сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн расчету не поддаются. Их можно определить только экспериментально. Величина этих сопротивлений во многом зависит от конструкции кожуха трансформатора, от величины зазоров между сердечником и кожухом и т.п. Схема замера сопротивлений нулевой последовательности приведена в ГОСТ 3484.1-88 [3]. К сожалению, в этом документе указано, что такие замеры предприятия-производители проводят по просьбе заказчиков. Вероятно, в последние годы таких просьб от заказчиков не поступает, а изготовители эти замеры самостоятельно не производят, считая, что в них нет необходимости. В результате проектировщики при выполнении расчетов пользуются старыми справочными данными. Однако использовать устаревшую информацию надо чрезвычайно осторожно, ведь конструкции современных трансформаторов, в частности кожухов, а также материалы, из которых они изготовлены, существенно изменились. Кроме того, имеющиеся на сегодня данные по сопротивлениям нулевой последовательности трансформаторов крайне скудны и противоречивы. Так, согласно замерам Минского трансформаторного завода, выполненным много лет назад, реактивные сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн превышают сопротивления прямой последовательности в среднем в 10 раз. В то же время в ГОСТ 3484.1-88 имеется фраза о том, что эти сопротивления могут отличаться на два порядка. И этим сегодня противоречия не исчерпываются[4]. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис. 1. Схема двухтрансформаторной подстанции с изолированной нейтралью.
Рис. 2. Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор. 
Рис. 3. Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через резистор.
Рис. 4. Варианты включения резистора в нейтраль сети 6-10 кВ. 
Рис. 5*. Североамериканский трансформатор потребителя.
,