КОММУТАЦИОННЫЕ И ЗАЩИТНЫЕ АППАРАТЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Во избежание ошибочных операций с разъединителями (разрыв цепи с током) данная операция производится в строго установленной последовательности. Например, перевод присоединений со 2-й рабочей секции на резервную систему шин следует производить в следующем порядке:

· подается напряжение на резервную систему шин, для чего включаются оба шинных разъединителя шиносоединительного выключателя (ШСВ) 2-й секции, а затем и сам ШСВ;

· далее включают шинный разъединитель переводимого присоединения на резервную систему шин и затем отключают шинный разъединитель от рабочей секции. Во избежание разрыва разъединителем цепи с током предусмотрена блокировка, запрещающая отключение одного из указанных разъединителей при отключенном другом;

· эти операции поочередно повторяются с каждым из переводимых присоединений, включая секционный выключатель (СВ);

· по окончании перевода отключается ШСВ 2-й секции и с этого момента роль 2-й рабочей секции переходит к резервной системе шин.

Схема с резервной системой шин позволяет производить ремонт рабочих секций при сохранении резерва цепей питания ответственных потребителей. Ограничение токов КЗ осуществляется путем установки секционных и линейных токоограничивающих реакторов. Наряду с указанными преимуществами данная схема имеет следующие недостатки: вдвое увеличивается число шинных разъединителей; усложняется конструкция, а следовательно, и обслуживание РУ; увеличивается стоимость РУ.

Одиночная несекционированная система сборных шин (рис. 7.5) является простейшей схемой РУ. В этой схеме число выключателей равняется числу присоединений к сборным шинам. В каждой цепи кроме выключателя предусмотрена установка шинного и выходного (линейного) разъединителей, обеспечивающих отделение выключателя от других частей схемы (от шин и от сети) во время ремонта. Для ремонта любого выключателя и выходного разъединителя необходимо отключить от сборных шин соответствующее присоединение. Ремонт сборных шин и шинных разъединителей требует отключения всего РУ. При КЗ на сборных шинах происходит отключение всей установки, поэтому такие схемы применяются только для питания электроустановок потребителей 2-й категории надежности.

Одиночная секционированная система сборных шин (рис. 7.6) по степени надежности превосходит предыдущую схему. Она позволяет распределить присоединения источников энергии и резервирующих друг друга линий электроснабжения потребителей I категории надежности таким образом, чтобы при аварии на одной из секций сборных шин или ее ремонте питание ответственных потребителей могло осуществляться от секции, оставшейся в работе. Надежность этой схемы может быть повышена, если для ее реализации применить КРУ, позволяющее производить быструю замену выкатной части тележки с выключателем, что сводит к минимуму время, в течение которого питание ответственных потребителей осуществляется по одной из линий электропередачи. Количество секций РУ выбирают исходя из числа и мощности генераторов. Выход из строя одной секции не должен приводить к отключению генераторной мощности, не восполнимой за счет резерва мощности ближайшего узла электрической системы.

При большом числе секций, во избежание перетоков мощности вдоль сборных шин и для создания для крайних и средних секций одинаковых условий эксплуатации, одиночная секционированная система сборных шин замыкается в кольцо (рис. 7.7). Для ограничения токов КЗ применяются токоограничивающие реакторы, которые устанавливаются между секциями и в цепях питающих линий.

Приведенные схемы имеют общий недостаток — во время ремонта одной рабочей секции питание ответственных потребителей осуществляется по одной рабочей линии, что существенно снижает их надежность.

Для повышения надежности питания потребителей применяется двойная система сборных шин (рис. 7.8), где кроме секций рабочих шин предусмотрена резервная система шин. Каждое присоединение имеет развилку из двух разъединителей, позволяющих подключать его к рабочей секции или резервной системе шин. В данной схеме оба шинных разъединителя помимо функции отделения ремонтируемого выключателя от шин выполняют и функцию аппаратов, с помощью которых производятся оперативные переключения при переводе присоединения с одних шин на другие.

На высшем и среднем напряжениях применяются схемы с одиночной и двойной системами сборных шин (см. рис. 7.1 и 7.9). Обе эти схемы применяются в сочетании с обходной системой сборных шин, позволяющей производить поочередный ремонт выключателей без отключения присоединений путем замены ремонтируемого выключателя обходным выключателем (ОВ).

Вывод в ремонт выключателя присоединения производится в следующей последовательности: включаются оба разъединителя ОВ; — >> включается ОВ и тем самым подается напряжение на обходную систему шин. Наличие напряжения на обходной системе шин свидетельствует о исправности ОВ; — >> отключают ОВ; — >> включают шинный разъединитель обходной системы шин ремонтируемого присоединения; — >> включают ОВ; — >> отключают выключатель ремонтируемого присоединения; — >> отключают шинный и выходной разъединители ремонтируемого присоединения.

Теперь присоединение, выключатель которого выведен в ремонт, будет подключено к рабочей секции через ОВ. По окончании ремонта в обратной последовательности восстанавливается исходная схема питания.

Аналогичные операции необходимо произвести при выводе в ремонт выключателя присоединения и в схеме с двойной системой сборных шин с обходной системой шин.

Следует заметить, что идея использования обходной системы шин и ОВ в РУ генераторного напряжения применения не нашла.

В приведенных схемах каждое из присоединений подключается к сборным шинам через один выключатель.

На практике используют схему, в которой присоединение подключается к сборным шинам через развилку из двух выключателей (рис. 7.10). Наличие двух выключателей позволяет производить поочередный их ремонт без отключения присоединения (для этого необходимо отключить только ремонтируемый выключатель и его разъединители). Данная схема является самой дорогостоящей, так как требует двойного комплекта оборудования (выключателей).

Капитальные вложения в схему с двумя выключателями на присоединение можно уменьшить, сохранив все ее основные преимущества, если через три выключателя к двум сборным шинам подключить два присоединения (схема 3/2, или полуторная, см. рис. 7.2, б).

В данной схеме отключение присоединения производится двумя выключателями, что дает возможность производить их поочередный ремонт. Однако в случае аварийного отключения одного из присоединений смежное присоединение оказывается подключенным только к одной системе сборных шин через один выключатель. Попарное подключение к трем выключателям источников энергии и линий электропередачи позволяет продолжать электроснабжение потребителей даже в случае отключения обеих систем сборных шин.

Аналогичными свойствами обладает и схема с двойной системой сборных шин с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3, см. рис. 7.2, в).

В РУ ВН также используются схемы, получившие название многоугольников (см. рис. 7.2, г). В этих схемах, как и в схемах на рис. 7.10 и 7.2, б, каждое присоединение подключается к узлу через два выключателя, что дает возможность производить их поочередный ремонт без отключения присоединения. В схемах многоугольников число выключателей равно числу присоединений, поэтому такие схемы значительно дешевле. На практике схемы с числом углов более шести не применяются. Это обусловлено тем, что с ростом числа углов увеличивается время, в течение которого один из выключателей находится в ремонте. Во время ремонта одного из выключателей схема многоугольника превращается в одиночную многократно секционированную систему сборных шин. Такая схема при КЗ на любом из присоединений распадается на две несинхронно работающие части, что может привести к нарушению транзита энергии.

Третьей группе схем присущи характерные качества кольцевых схем. В схеме генератор—трансформатор—линия с уравнительно-обходным многоугольником наличие последнего обеспечивает связь блоков и позволяет получить необходимое по режиму работы экономичное распределение перетоков мощности. Поврежденный блок отключается от уравнительного многоугольника с размыканием последнего. При этом сохраняется электрическая часть между остальными блоками. Повреждение на линии отключается выключателем соответствующего блока или двумя выключателями уравнительного многоугольника. При необходимости любой выключатель РУ может быть выведен в ремонт без отключения соответствующего присоединения.

Четвертая группа схем характеризуется меньшим количеством выключателей по сравнению с числом присоединений при обеспечении достаточно надежного функционирования электроустановки. Число присоединений для этих схем сравнительно невелико (в пределах 4—6). Чаще всего схемы этой группы применяются на ПС и для РУ ТЭЦ.

Основными документами, в которых содержатся требования к схемам РУ электроустановок, являются нормы технологического проектирования (НТП) ТЭС, АЭС, ГЭС, ГАЭС и ПС. Кроме того, существует целый ряд проектных документов, конкретизирующих особенности отраслевых требований.

Так для ТЭС характерны следующие требования к РУ:

a на электростанциях с агрегатами мощностью 300 МВт и выше отказ любого из выключателей, кроме СВ или ШСВ, не должен приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий электропередачи, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы или ее части;

b при отказе СВ или ШСВ, а также при отказе одного из выключателей во время планового ремонта другого от сети не должно отключаться более двух энергоблоков мощностью 300 МВт и двух линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы или ее части. При специальном обосновании допускается одновременная потеря более двух энергоблоков, если это допустимо по условиям сохранения устойчивости энергосистемы или ее части, не приводит к полному останову электротанции и не нарушает нормальной работы остальных энергоблоков;

c для ТЭЦ допустимое число и суммарная мощность одновременно отключаемых агрегатов при отказе любого выключателя определяется не только по условию сохранения устойчивости энергосистемы, но и по обеспечению электро- и теплоснабжения потребителей;

d отказ любого выключателя не должен сопровождаться отключением одной цепи (двух линий) двухцепного транзита напряжением 110 кВ и выше;

e отключение линии электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, трансформаторов (автотрансформаторов) — не более чем тремя выключателями в каждом РУ повышенных напряжений;

f плановый ремонт выключателей 110 кВ и выше осуществляется без отключения соответствующих присоединений;

g при питании от РУ двух пускорезервных трансформаторов с.н. блочной электростанции должна исключаться возможность их одновременного отключения при единичном отказе любого выключателя схемы.

Сходные, но более жесткие требования зафиксированы для схем РУ АЭС:

a при реакторных энергоблоках 1000 МВт отказ любого выключателя не должен приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы;

b при отказе СВ или ШСВ при мощности энергоблока менее 1000 МВт, а также при отказе одного из выключателей во время планового ремонта другого от сети не должно отключаться более двух энергоблоков мощностью до 1000 МВт и выше и такого числа линий, при котором обеспечивается устойчивость энергосистемы.

Для схем РУ ГЭС (рис. 7.III) и ГАЭС также имеется своя специфика. Во-первых, применительно к послеаварийным режимам жестко не регламентируется число одновременно отключаемых от сети энергоблоков. Во-вторых, отключение блочного трансформатора должно производиться не более чем тремя выключателями, отключение трансформатора (автотрансформатора) связи до 500 кВ — не более чем четырьмя, а 750 кВ — не более чем тремя выключателями РУ одного напряжения.

Для подстанций максимальное число выключателей, отключающих линию электропередачи, не должно превышать двух, трансформатор (автотрансформатор) до 500 кВ — четырех, а 750 кВ — трех в РУ одного повышенного напряжения.

Приведенные нормативы отражены в официально утвержденных ведомственных НТП. В настоящее время в проектных организациях имеются предложения по их совершенствованию, носящие рекомендательный характер. Преимущественно они направлены на повышение надежности схем РУ электростанций. Так, для блочных ТЭС предполагается, что отказ любого из выключателей или повреждение на развилке из шинных разъединителей не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы или ее части. Отключение трансформаторов (автотрансформаторов) осуществляется не более чем двумя выключателями в каждом из РУ повышенных напряжений. На ТЭЦ отказ любого выключателя или повреждение на развилке из шинных разъединителей не должны сопровождаться ее полным остановом.

Типовые схемы РУ и области их применения определены НТП электростанций и подстанций. В табл. 7.1—7.3 приведены зафиксированные в официально утвержденных НТП типовые схемы РУ электростанций, а в табл. 7.4 — подстанций. Знак « » относится к рекомендуемым схемам, а знак «-» — к схемам, которые в НТП не упоминаются.

Согласно нормативным документам схемы РУ первой и четвертой групп преимущественно применяются на напряжения до 220 кВ, и лишь блочная схема считается приемлемой и для более высоких классов напряжения. Схемы РУ второй и третьей групп предназначены в основном для РУ напряжением 330 кВ и выше, и только схема многоугольников рекомендуется и для более низких классов напряжения. В последние годы наметилась тенденция к распространению области применения схем РУ второй и третьей групп на сети более низкого напряжения.

Для схемы РУ с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин в зависимости от числа присоединений все НТП регламентируют секционирование выключателями сборных шин.

Для ГЭС, ГАЭС и ПС при числе присоединений 16 и более обе рабочие системы шин подлежат секционированию выключателями. Типовое решение предусматривает установку двух ШСВ и двух ОВ. Для ПС с 12—15 присоединениями допускается секционирование одной системы сборных шин. При меньшем числе присоединений сборные шины ПС не секционируются.

Для схем АЭС и ТЭС обе системы сборных шин секционируются при 17 присоединениях и более, но при этом используются два выключателя, совмещающих функции ОВ и ШСВ. При числе присоединений 12—16 секционируется одна из рабочих систем шин. При меньшем числе присоединений сборные шины не секционируются.

Как показывает практика, совмещение функций ОВ и ШСВ заметно затрудняет эксплуатацию электроустановок и снижает их надежность из-за сложности блокировок и большого числа переключений во вторичных цепях. Поэтому считается оправданной и полезной тенденция ко все большему вытеснению решений, связанных с упомянутым совмещением функций ОВ и ШСВ.

При наличии двух ОВ обходная система шин в ряде случаев секционируется разъединителем или выполняется в виде двух независимых частей. Последнее решение, в частности, используется на ПС. Это позволяет исключить непосредственную связь по обходной системе шин двух присоединений при задействованных в работе двух ОВ. Плановые ремонты выключателей РУ выполняются поочередно, поячеечно. Присутствие в схеме двух ОВ может быть оправдано в случае необходимости полной замены одного отказавшего ОВ при плановом ремонте другого ОВ.

Обходная система шин в схеме с одной или двумя системами сборных шин присутствует не всегда. Исключение составляют схемы РУ напряжением 35 кВ ввиду относительно малой продолжительности плановых ремонтов выключателей этого класса напряжения. Она также не предусматривается для КРУЭ.

Для схем ПС с одной системой сборных шин с обходной системой шин, при наличии соответствующего обоснования, предусматривается секционирование системы сборных шин двумя последовательно включенными выключателями. Для ПС при наличии одной секционированной системы сборных шин устанавливается один ОВ с развилкой из двух шинных разъединителей с выходом на обе секции. Для схем ТЭС и АЭС установка ОВ предусматривается на каждой секции сборных шин.

Сравнительно недавно для АЭС зафиксировано, что моноблоки мощностью 500—1000 МВт, а также автотрансформаторы связи мощностью 500 MB · А коммутируются не менее чем двумя выключателями независимо от схемы РУ.

В настоящее время в проектных организациях имеются предложения по усовершенствованию схем РУ. Так, для РУ ТЭС с одной системой сборных шин предусматривается установка двух последовательно включенных СВ. В РУ с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин при числе присоединений 11 и менее системы сборных шин не секционируются. При числе присоединений 12 и более секционируется каждая из систем сборных шин своим выключателем. Секционирование обеих систем сборных шин также производится независимо от числа присоединений при подключении к РУ двух пускорезервных трансформаторов с.н. Моноблоки мощностью 500 МВт и более, а также автотрансформаторы связи мощностью 500 МВ · А в схеме с двумя системами сборных шин с обходной системой шин коммутируются двумя выключателями. Область применения схем 3/2 и 4/3 распространяется на все напряжения выше 110 кВ. Таким образом, все эти предложения направлены на повышение надежности схем РУ

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа и мощности генераторов и трансформаторов), распределения генерирующих мощностей и нагрузки потребителей между РУ различного уровня напряжения и определения связей между этими РУ.

На рис. 7.11 представлены структурные схемы ТЭЦ. Если мощность местной нагрузки Рм.н относительно велика и составляет не менее 30—50 % суммарной мощности установленных генераторов, то целесообразно сооружение РУ генераторного напряжения (ГРУ 6—10 кВ), к которому подключаются генераторы и кабельные линии местной нагрузки (рис. 7.11, а). При наличии местной нагрузки не только на генераторном напряжении, но и на напряжениях 35 и 110 кВ структурная схема выполняется по вариантам, приведенным на рис. 7.11, б, в. Если мощность местной нагрузки относительно невелика и составляет менее 30 % суммарной мощности установленных генераторов, то структурную схему ТЭЦ можно строить по блочному принципу (рис. 7.11, г). В этом случае местная нагрузка и с.н. ТЭЦ питаются от понижающих трансформаторов или реакторов, подключение которых к генераторам осуществляется с помощью ответвления от главного токопровода, соединяющего генератор и блочный трансформатор. Для повышения надежности электроснабжения местной нагрузки точка подключения ответвления располагается за генераторным выключателем, тогда в случае отключения генератора по какой-либо причине ее питание будет осуществляться от блочного трансформатора.

Возможно также присоединение двух (трех) генераторов мощностью 60—100 МВт к ГРУ 10 кВ, к которому подключается местная нагрузка, а другие генераторы работают по блочному принципу (рис. 7.11, д).

Для КЭС, АЭС и ГЭС нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, поэтому в основу построения их электрической схемы положен блочный принцип, а именно: единичный блок генератор—трансформатор с генераторным выключателем (рис. 7.12, б) или без него (рис. 7.12, a — ранее принятое решение); объединенный (рис. 7.12, в) или укрупненный блоки, когда два, три генератора подключаются к одному трансформатору (обычно на ГЭС).

Единичные и объединенные блоки применяются на ТЭС и АЭС, укрупненные — на ГЭС. В последнем случае для подключения генераторов используются трансформаторы с расщеплением обмоток низшего напряжения на 2—3 части (рис. 7.13, в).

При наличии генераторного выключателя уменьшается число коммутационных операций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд (с.н.) электростанции, что повышает их надежность, позволяет осуществлять пуск и останов блоков без привлечения к этому резервных трансформаторов с.н.

В настоящее время установка генераторных выключателей предусматривается всегда.

Если выдача мощности от электростанции осуществляется на одном повышенном напряжении, все блоки станции присоединяются к РУ этого напряжения (рис. 7.14, а), при этом вопрос о виде блока решается отдельно. Если же выдача мощности от электростанции осуществляется на двух повышенных напряжениях (рис. 7.14, б, в, г) и сети эффективно заземлены, то возможны несколько вариантов исполнения схем:

a с отдельными автотрансформаторами связи (АТС) между РУ ВН и СН (рис. 7.14, б). Суммарная мощность присоединяемых к РУ СН блоков должна соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть этого напряжения;

b с использованием блочных повышающих автотрансформаторов, которые одновременно обеспечивают связь между РУ двух повышенных напряжений (рис. 7.14, в). Мощность присоединяемых к РУ СН блоков должна быть больше мощности потребителей, подключенных к этому РУ;

c с двумя двухобмоточными трансформаторами разной мощности в блоке (рис. 7.14, г). Эта схема целесообразна при малой нагрузке (до 15 % номинальной мощности генератора) на среднем напряжении.

В случае, когда сеть среднего напряжения не заземлена или компенсирована, вместо автотрансформаторов устанавливаются трехобмоточные трансформаторы.

На рис. 7.15 представлены структурные схемы ПС. По своему назначению ПС делятся на:

a системные, осуществляющие связь между отдельными районами энергосистемы или между различными энергосистемами на напряжении 220—750 кВ;

b потребительские, служащие для распределения электроэнергии и энергоснабжения потребителей.

По способу присоединения к электрической сети ПС разделяются на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Количество устанавливаемых на ПС трансформаторов характеризуется следующими показателями:

Для электроснабжения потребителей с.н. электростанций производится отбор мощности на генераторном напряжении. Питание РУ с.н. осуществляется от трансформаторов (токоограничивающих реакторов), которые работают раздельно. Раздельная работа трансформаторов позволяет ограничить уровни токов короткого замыкания и уменьшить их влияние на сети, подключаемые к другим секциям.

Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой сборных шин с одним выключателем на присоединение и, как правило, является комплектным, т.е. состоящим из набора шкафов (ячеек) КРУ различного наполнения.

Для питания потребителей с.н. используются два уровня напряжения: 6 кВ — для питания мощных электродвигателей (более 200 кВт) и 0,4 кВ — для остальных потребителей меньшей мощности. Такое разделение связано с тем, что выполнение электродвигателей мощностью менее 200 кВт на напряжение 6 кВ экономически нецелесообразно (они в 1,5—2,3 раза дороже аналогичных, выполненных на напряжение 0,4 кВ), а выполнение электродвигателей мощностью более 200 кВт на напряжение 0,4 кВ влечет за собой увеличение сечения питающих кабелей. На электрических станциях малой мощности питание с.н. возможно только на напряжении 0,4 кВ.

Резервное питание с.н. осуществляется также путем отбора мощности от генераторов электростанции, но места подключения присоединений резервного питания с.н. не должны быть связаны с местами присоединения их рабочего питания. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники электроэнергии (аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, агрегаты бесперебойного питания).

На ТЭС примерно 2/3 всей мощности с.н. идет на обслуживание основного теплосилового оборудования и только оставшаяся 1/3 часть — на обслуживание потребителей общестанционного назначения. Наиболее мощными рабочими механизмами с.н. на ТЭС являются: питательные, циркуляционные и сетевые насосы; воздуходувки; механизмы тягодутьевой группы. Питательные насосы и воздуходувки энергоблоков мощностью 300 МВт и более, как правило, имеют турбопривод, а остальные механизмы — электрический (в основном асинхронный) привод ввиду его превосходства над другими видами приводов.

Схема с.н. блочных ТЭС (рис. 7.16), как и их главная электрическая схема, строится по блочному принципу — точка присоединения рабочих трансформаторов с.н. находится между генератором и блочным трансформатором. Распределительное устройство 6 кВ с.н. выполняется по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Механизмы с.н. каждого блока питаются от двух и более секций. Это сделано для того, чтобы при аварии (ремонте) одной из секций блок оставался в работе. Как уже было сказано выше, к секциям РУ 6 кВ подключаются электродвигатели мощностью 200 кВт и выше и трансформаторы второй ступени трансформации (с 6 на 0,4 кВ).

Резервное питание секций РУ с.н. 6 кВ осуществляется по резервным магистралям, которые присоединяются к резервным трансформаторам с.н. Число резервных трансформаторов с.н. определяется числом установленных на электростанции энергоблоков (энергоблоки выполняются с генераторным выключателем). Один трансформатор с.н. устанавливается при двух энергоблоках на электростанции; один подключенный и один готовый к замене — при трех и более энергоблоках.

На КЭС, схема которой приведена на рис. 7.16, потребители с.н. напряжением 0,4 кВ первого энергоблока и часть обще станционной нагрузки получают питание от полусекций 1СА, 1СВ, 1СС и 1CD. Наиболее ответственные потребители подключены к полусекциям 1СА и 1СВ, которые отделены от остальных частей этих секций автоматическими выключателями. Резервный трансформатор с.н. данного энергоблока подключен к секции ЗВА третьего энергоблока. Применение трансформаторов с.н. с регулированием напряжения под нагрузкой (с устройством РПН) позволяет поддерживать на шинах РУ с.н. необходимый уровень напряжения.

Расщепление обмотки низшего напряжения трансформаторов с.н. и раздельная работа секций РУ 6 кВ с.н. позволяют ограничить уровень тока КЗ и тем самым дают возможность применить КРУ. При необходимости, для снижения уровней тока КЗ на шинах 0,4 кВ на вводах некоторых сборок устанавливаются токоограничивающие реакторы.

На рис. 7.17 представлена схема электроснабжения с.н. ТЭЦ смешанного типа с четырьмя генераторами (два генератора подключены к ГРУ, а два других работают в составе энергоблоков, подключенных к РУ 110 кВ).

Секции 1ВА и 2ВА 6 кВ, к которым подключены потребители неблочной части ТЭЦ и общестанционная нагрузка, питаются от рабочих трансформаторов с.н. Т1 и Т2. Потребители с.н. энергоблоков получают питание от рабочих трансформаторов с.н. ТЗ и Т4. Резервный трансформатор с.н. с помощью отпайки подключен к трансформатору связи (с низкой стороны) неблочной части ТЭЦ.

На рис. 7.18 представлена схема электроснабжения с.н. ГЭС большой мощности с раздельным питанием агрегатных и общестанционных потребителей.

Технологический процесс производства электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС и АЭС, поэтому и число механизмов с.н. на них значительно меньше. Все потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные — маслонасосы маслонапорной установки, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение трансформаторов и др. — и общестанционные — подъемные механизмы, насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, освещение, вентиляция, отопление и др.

Электроснабжение агрегатных с.н. осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, с помощью отпайки подключенных к генератору энергоблока. Резервное питание этих сборок осуществляется от двух резервных трансформаторов, подключенных к РУ 6—10 кВ, и каждая секция работает в нормальном режиме раздельно. Секционный выключатель включается по схеме автоматического ввода резерва (АВР) при потере питания на каждой из секций. Резервные секции получают питание от дополнительных понижающих трансформаторов, подключенных каждый к отдельному автотрансформатору связи.

От РУ 6—10 кВ осуществляется электроснабжение местной нагрузки и общестанционных с.н. (ОСН). Для питания агрегатных и общестанционных с.н., как правило, используются сухие трансформаторы мощностью не более 1000 кВ · А, что дает возможность устанавливать их в непосредственной близости от сборок 0,4 кВ.

На малогабаритных маломощных ГЭС, а также ГЭС средней мощности осуществляется объединенное централизованное питание агрегатных и общестанционных с.н. на одном (рис. 7.19) или двух (рис. 7.20) уровнях напряжения соответственно. В этом случае шины 0,4 кВ (380/220 В) с.н. каждого из гидроагрегатов с помощью автоматического выключателя разделяются на две части (секционируются), причем обе секции подключаются к одному рабочему трансформатору с.н. Последний получает питание либо от РУ укрупненного блока, либо от централизованного РУ 6—10 кВ электростанции.

На с.н. ГЭС в целом ложится меньшая ответственность, чем на с.н. ТЭС и АЭС, так как на ГЭС нет особо ответственных потребителей, которые бы не допускали кратковременного (на время действия автоматического ввода резерва — АВР) перерыва питания. Непрерывность смазки и регулирования гидроагрегата обеспечивается в течение нескольких минут маслонапорной установкой. Поэтому для с.н. ГЭС нет необходимости предусматривать особые автономные источники питания. Каждое из РУ с.н. должно подключаться к главной электрической схеме ГЭС двумя не зависящими друг от друга присоединениями.

АЭС представляет собой надежный источник энергии, поэтому рабочее и резервное электроснабжение их с.н. осуществляется от главной электрической схемы через понижающие трансформаторы. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники энергии — аккумуляторные батареи с обратимым агрегатом или инвертором, автономные дизель-генераторы, вспомогательные генераторы, устанавливаемые на валу основного генератора. Все потребители с.н. АЭС по степени надежности электроснабжения и допустимому времени перерыва питания (отсутствия напряжения) разделяются на три основные группы.

Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения. Потребители этой группы допускают по условиям безопасности перерывы питания на доли секунды во всех режимах (включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов с.н.) после срабатывания аварийной защиты реактора. Первую группу потребителей с.н. составляют: системы контрольно-измерительных приборов и устройств автоматики реактора; часть потребителей системы управления и защиты реактора (СУЗ); аварийное освещение; электропривод быстродействующих клапанов, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания; системы технологического контроля реактора; системы дозиметрического контроля; потребители постоянного тока; аварийные масляные насосы турбогенерато­ров. Электрические сети таких нагрузок называют сетями первой категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах служат аккумуляторные батареи и агрегаты бесперебойного питания.

Вторая группа — потребители, перерыв питания которых по условиям безопасности допустим на время от десятков секунд до десятков минут. Эти потребители требуют надежного питания после срабатывания аварийной защиты реактора. Вторую группу потребителей с.н. составляют механизмы по обеспечению расхолаживания реактора и локализации аварии (аварийные питательные насосы, насосы технической воды, системы аварийного охлаждения зон аварийной и послеаварийной половин реактора и промежуточного контура); насосы вентиляционных систем охлаждения помещений первого контура; спринклерные насосы; масляные насосы турбогенераторов; валоповоротные устройства; перегрузочные машины; системы биологической и технологической дозиметрии. Сети электроснабжения таких нагрузок называются сетями второй категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах являются дизель-генераторы с автоматическим запуском.

Третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения. К ним относятся: главные циркуляционные насосы (ГЦН) с большими маховыми массами; конденсатные, циркуляционные, питательные насосы. Потребители третьей группы не требуют включения при обесточивании системы с.н. и не участвуют в процессе аварийного расхолаживания реактора. При нормальном режиме работы их питание осуществляется от рабочих трансформаторов с.н., а при аварийном — от резервных трансформаторов с.н.

Для питания потребителей с.н. АЭС используются следующие сети:

· сеть 6 кВ переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью более 200 кВт и понижающих трансформаторов 6/0,4 и 6/0,23 кВ;

· сеть 380/220 В переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью до 200 кВт, систем освещения и других нагрузок;

· сети 380/220 и 55 В переменного тока с изолированной нейтралью — предназначены для питания устройств электрообогрева оборудования и трубопроводов первого и второго контуров;

· сети надежного питания 380 и 220 В переменного и 220 В постоянного тока — предназначены для питания потребителей первой категории надежности;

· сети надежного питания 6 кВ и 380/220 В переменного тока — предназначены для питания потребителей второй категории надежности.

РУ всех напряжений выполняются с одной секционированной системой сборных шин. Число секций на напряжение 6 кВ выбирается в зависимости от количества ГЦН первого контура и допустимого количества одновременно отключаемых ГЦН (без срабатывания аварийной защиты реактора), а также числа устанавливаемых рабочих трансформаторов с.н. и их мощности. Не допускается подключение более двух ГЦН (при шести ГЦН на блок) и более одного ГЦН (при четырех ГЦН и менее на блок) к одной секции 6 кВ. На одном энергетическом реакторе должно быть не менее двух секций 6 кВ, каждая из которых должна присоединяться к рабочему трансформатору с.н. через свой выключатель, а также автоматически подключаться к шинам резервного трансформатора с.н. через отдельные выключатели. К этим секциям подключаются потребители 6 кВ третьей группы. Общестанционная нагрузка должна равномерно распределяться между секциями 6 кВ всех блоков.

Для электроснабжения потребителей второй группы число секций на 6 кВ должно соответствовать числу систем безопасности АЭС. Секции должны подключаться к источнику (секциям) нормального питания через последовательно включенные выключатели СВ1 и СВ2 (рис. 7.21). К секциям HI по схеме автоматического ввода резерва подключаются дизель-генераторы ДГ. При наличии трех систем безопасности состав механизмов с.н., подключенных к каждой секции надежного питания, и мощность каждого ДГ должны обеспечивать аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии, следовательно, мощность каждого ДГ должна быть рассчитана на покрытие 100 % нагрузки одной системы безопасности. Взаимное резервирование ДГ не предусматривается.

Число секций 0,4 кВ для потребителей второй группы Н2 также должно соответствовать числу систем безопасности АЭС, каждая из которых (секция) подключается через отдельный понижающий трансформатор 6/0,4 кВ к определенной секции надежного питания 6 кВ. Резервирование секций 0,4 кВ не предусматривается.

Потребители первой группы надежности питаются от сборок щитов постоянного тока Н4, которые, в свою очередь, получают питание от сети 0,4 кВ через статические преобразователи постоянного тока в переменный. Для резервирования потребителей СУЗ используют дополнительную аккумуляторную батарею АБ.

Выпрямители ВУ выполняют роль подзарядного и зарядного устройств для АБ. Автоматические инверторы АИ, ВУ и АБ представляют собой агрегат бесперебойного питания.

Для питания потребителей машинного зала АЭС и деаэраторной предусматриваются четыре блочные секции 0,4 кВ. Резервное питание последних осуществляется от отдельного трансформатора соседнего блока, который обеспечивает запуск ответственных за сохранность оборудования и работу средств пожаротушения электродвигателей. При аварии надежное питание ответственных потребителей машинного зала и деаэраторной осуществляется от отдельного (четвертого) ДГ. Три масляных насоса системы уплотнения вала генератора питаются от трех систем надежного питания.

Потребители третьей группы питаются от рабочего трансформатора с.н., подключенного к выводам генератора, и секций А и Б на 6 кВ, двигатели мощностью 200 кВт и выше — непосредственно от шин 6 кВ, а меньшей мощности — от понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ. Резервное питание секций А и Б осуществляется от резервного трансформатора с.н.

Потребители второй группы питаются при последовательно включен­ных выключателях СВ1 и СВ2 от секции HI и понижающего трансформатора 0,4 кВ секции Н2. При аварии секция HI отделяется от секции Б выключателями СВ1 и СВ2. Надежность отделения обеспечивается при отказе даже одного из выключателей. В этом случае устройство АВР подключает к секции HI автономный источник ДГ, который в течение 2 мин принимает нагрузку потребителей на себя. Подключение потребителей к ДГ осуществляется автоматически ступенчато, так как суммарная пусковая мощность двигателей этой группы потребителей значительно превышает мощность ДГ.

Ступенчатый пуск осуществляется таким образом, чтобы активная и реактивная мощности запускаемых электродвигателей не превышали мощности ДГ. При этом наблюдаются колебания напряжения, тока и частоты в системе надежного питания. Поэтому предполагается частотный пуск, при котором напряжение ДГ регулируется автоматически, пропорционально средней частоте вращения группы двигателей, и процесс пуска стабилизируется и становится более устойчивым. Во время эксплуатации один из ДГ может быть выведен в ремонт, тогда запускают два других ДГ и подключают их к шинам надежного питания второй группы потребителей других секций. При выходе из строя на одном блоке двух ДГ блок останавливают.

Потребители первой группы подключаются к секциям надежного питания НЗ и Н4 напряжением 0,4 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока. Автономным источником для этих потребителей является постоянно включенная АБ.

В нормальном режиме потребители первой группы получают электроснабжение от шин надежного питания Н2 через ВУ и АИ. Связь между секциями надежного питания переменного и постоянного напряжений может быть осуществлена обратимым агрегатом ОА (рис. 7.21, б), который состоит из машин постоянного тока и синхронной, находящихся на одном валу.

Обратимый агрегат работает в режиме «синхронный двигатель — генератор постоянного тока» и является подзарядным агрегатом АБ так же, как и ВУ в схеме, показанной на рис. 7.21, а. При исчезновении напряжения переменного тока на секции Н2 синхронный двигатель — генератор постоянного тока автоматически отделяется от секции НЗ, и обратимый агрегат переходит в режим «двигатель постоянного тока — синхронный генератор», обеспечивая питание потребителей первой группы на переменном напряжении от АБ.

Питающий трансформатор, выпрямитель и автоматический инвертор в комплекте с аккумуляторной батареей составляют агрегат бесперебойного питания. На реакторном блоке устанавливают пять комплектов агрегатов бесперебойного питания: три — для трех систем безопасности и по одному — для питания общеблочной нагрузки и нагрузки информационно-вычислительного комплекса. Все агрегаты бесперебойного питания работают раздельно и не имеют взаимного резервирования, а относящиеся к системе безопасности имеют различные шины двигательной нагрузки и нагрузки управления с целью исключения влияния двигателей на систему управления.

Электроснабжение электродвигателей ГЦН с большими маховыми массами осуществляется от секций А и Б (6 кВ), как и потребителей третьей группы.

При аварийном расхолаживании энергия маховых масс ГЦН используется для циркуляции теплоносителя в необходимом объеме. ГЦН с малыми маховыми массами при потере питания выбегают быстро и не могут обеспечить аварийного расхолаживания реактора. В этом случае применяется схема электроснабжения ГЦН, приведенная на рис. 7.22.

В нормальном режиме работают все четыре двигателя ГЦН1—ГЦН4, причем ГЦН1 и ГЦН2 получают питание от дополнительной секции В (6 кВ) и обеспечивают в аварийном режиме расхолаживание реактора. Для этого к секции В подключается вспомогательный генератор ВГ, находящийся на одном валу с основным генератором. Энергия выбега турбогенератора через ВГ используется для работы двигателей ГЦН1 и ГЦН2. Для более длительного поддержания напряжения на двигателях ГЦН1 и ГЦН2 при выбегающем турбогенераторе ВГ имеет многоступенчатую форсировку возбуждения.

Если на одном реакторе устанавливают два турбогенератора, то в цепи присоединения к повышающему блочному трансформатору используют два выключателя, между которыми подключают рабочие трансформаторы с.н. (рис. 7.23). При повреждениях в РУ высшего напряжения генераторы блоков отключаются от повышающих трансформаторов соответствующими выключателями, а энергия их выбега идет на питание ГЦН, обеспечивающих аварийное расхолаживание реактора.

На подстанциях потребителями с.н. являются: электродвигатели систем охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; приводы компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; устройства обогрева выключателей и шкафов с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение; системы пожаротушения, связи, телемеханики, релейной защиты и автоматики.

Электроснабжение наиболее ответственных потребителей с.н. ПС (цепей управления, защиты, телемеханики, связи, пожаротушения) осуществляется от сети переменного тока через стабилизаторы напряжения и выпрямители или от независимого источника — аккумуляторной батареи. В последнем случае предусматриваются преобразователи для ее заряда. Аккумуляторная батарея работает всегда в режиме постоянного подзаряда для обеспечения непрерывной готовности отдавать запасенную энергию, а также увеличения ее срока службы и упрощения эксплуатации. Подзарядное выпрямительное устройство включается между шинами АБ и шинами 0,4 кВ системы с.н. В этом случае в нормальных условиях питание потребителей оперативного тока происходит от сети через выпрямительное устройство, а АБ воспринимает «толчковую» нагрузку (например, при включении выключателей). При исчезновении напряжения переменного тока и отключении подзарядного устройства АБ принимает на себя всю нагрузку.

На рис. 7.24 представлена схема питания с.н. ПС. На ПС с оперативным переменным током (ПС на напряжения 35—220 кВ без выключателей на высшем напряжении) трансформаторы с.н. с помощью отпайки присоединяются к выводам главных трансформаторов, что обеспечивает питание цепей управления при потере напряжения на шинах 6—10 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются, оперативные цепи переменного тока питаются через стабилизаторы напряжения СТ.

На ПС с оперативным постоянным током трансформаторы с.н. присоединяются к шинам 6—10 кВ РУ НН, от которого осуществляется электроснабжение местной нагрузки. Постоянный оперативный ток применяется на всех ПС с высшим напряжением 330—750, 110—220 кВ с числом масляных выключателей три и более, 35—220 кВ с воздушными выключателями.

В энергосистеме ГЭС обычно используется для выработки электроэнергии, покрытия графика нагрузки, особенно его пиковой части, регулирования частоты электрического тока в системе, в качестве резерва и для выработки реактивной мощности в режиме синхронного компенсатора.

Режим работы ГЭС в энергосистеме зависит от расхода воды, напора, объема водохранилища, потребностей энергосистемы, ограничений по верхнему и нижнему бьефу.

Агрегаты ГЭС по техническим условиям могут быстро включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Причем включение и выключение агрегатов, регулирование нагрузки могут происходить автоматически при изменении частоты электрического тока в энергосистеме. Для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется всего 1—2 мин.

Мощность на валу гидротурбины (кВт) определяется как

(17.7) где т — расход воды через гидротурбину, м³/с; Н_т — напор турбины, м; η_т — коэффициент полезного действия (КПД) турбины.

Напор турбины равен:

(17.8) где ∇ВБ, ∇НБ — отметки уровня воды соответственно в верхнем и нижнем бьефе, м; Н_г — геометрический напор; ∆h — потери напора в водоподводящем тракте, м.

Потери напора обычно составляют 2—5 % Н_г. Значение КПД гидротурбины зависит от ее конструкции, размеров и режимов работы. Коэффициент полезного действия современных крупных гидротурбин может достигать 0,95.

Регулирование мощности агрегата ГЭС производится изменением расхода, проходящего через гидротурбину.

Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной величиной, а изменяется в зависимости от объема стока, поступающего в водохранилище, степени его регулирования и условий эксплуатации ГЭС. При годичном регулировании годовая выработка электроэнергии ГЭС, как правило, существенно колеблется в основном за счет энергоотдачи в паводковый период.

При многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам бывает незначительной.

Среднемноголетняя выработка электроэнергии является важной характеристикой, используемой при определении технико-экономических показателей ГЭС.

Для остропиковых ГЭС Т_у ≤ 2000 ч, а для ГЭС, работающих в полупиковом режиме, Т_у возрастает до 4000 ч. Если ГЭС предназначается для базисной работы, то Т_у составляет обычно 6000—6500 ч. Теоретическим пределом является Т_у = 8760 ч.

Эксплуатационный персонал на ГЭС существенно меньше, чем на тепловой или атомной электростанции аналогичной мощности.

Себестоимость выработки электроэнергии на ГЭС обычно в 6—8 раз ниже, чем на ТЭС или АЭС.

Солнечная энергетика — отрасль науки и техники, разрабатывающая теоретические основы, методы и средства использования солнечного излучения или солнечной радиации для получения электрической, тепловой или других видов энергии и использования их в народном хозяйстве. Источник солнечного излучения (СИ) — Солнце — излучает в окружающее пространство мощный поток мощности. Поток солнечной радиации, достигающей Земли достигает больших значений, которые превышают ресурсы всех других возобновляемых источников энергии.

Солнечное излучение на поверхность Земли зависит от многих факторов: широты и долготы местности, ее географических и климатических особенностей, состояния атмосферы, высоты Солнца над горизонтом, размещения приемника СИ на Земле и по отношению к Солнцу.

Суммарное СИ – R_Σ обычно состоит из трех составляющих: R_пр — прямое СИ, поступающее от Солнца на приемную площадку в виде параллельных лучей; R_д — диффузное, или рассеянное молекулами атмосферных газов и аэрозолей СИ; R_отр — отраженная земной поверхностью доля СИ (для большей части поверхности Земли эта составляющая R_Σ обычно незначительна и не учитывается вообще или приближенно учитывается в расчетах).

При этом в течение как коротких (минуты, часы), так и длительных (сутки, недели) интервалов времени в данной точке Земли может отсутствовать полностью или частично составляющая R_пр. Наконец, в ночные часы отсутствует и R_Σ в целом. Это означает, что солнечная энергетическая установка (СЭУ) на Земле имеет нулевую гарантированную мощность при использовании только СИ без сочетания с другими источниками энергии. Кроме того, СИ достигает своего максимума в летний период, когда в России обычно происходит закономерное уменьшение потребления электроэнергии. Соответственно, максимум зимнего потребления энергии в стране приходится на период минимального прихода СИ.

Продолжительность солнечного сияния в России находится в пределах от 1700 до 2000 ч/год и несколько более. Максимум указанных значений на Земле составляет более 3600 ч/год. За год на всю территорию России поступает солнечной энергии больше, чем энергия от всех российских ресурсов нефти, газа, угля и урана. В то же время в мире уже сегодня солнечная энергетика весьма интенсивно развивается и занимает заметное место в топливно-энергетическом комплексе ряда стран, например в Германии. В этой стране, как и в ряде других развитых и развивающихся стран, принят ряд законов на государственном уровне, которые дают существенную поддержку развитию нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) и, в частности, солнечной энергетике. Без принятия указанных законодательных актов использование НВИЭ было бы практически невозможно, особенно на начальных этапах его становления.

Солнечная энергия на Земле используется с помощью солнечных энергетических установок, которое можно классифицировать по следующим признакам:

· по виду преобразования солнечной энергии в другие виды энергии — тепло или электричество;

· по концентрированию энергии — с концентраторами и без концентраторов;

· по технической сложности — простые (нагрев воды, сушилки, нагревательные печи, опреснители и т.п.) и сложные.

Последние можно разделить на два подвида. Первый базируется в основном на системе преобразования СИ в тепло, которое далее чаще всего используется в обычных схемах тепловых электростанций. К ним относятся: башенные СЭС, солнечные пруды, СЭУ с параболоцилиндрическими концентраторами. Сюда же относятся и солнечные коллекторы, в которых происходит нагрев воды с помощью СИ. Второй подвид СЭУ базируется на прямом преобразовании СИ в электроэнергию с помощью солнечных фотоэлектрических установок (СФЭУ).

Указанные выше различные классификационные признаки СЭУ существенно влияют на их технико-экономические показатели и проблемы их реализации.

Для космических СЭС имеют место следующие основные проблемы: минимизация веса при доставке СЭС в космос; постоянная стабилизация СЭС на Солнце; система передачи энергии на Землю, связанная с необходимостью решения целого ряда проблем по охране окружающей среды, так как передача накопленной энергии в космической СЭС обычно предполагается или лазерным лучом, или в виде жесткого ультракоротковолнового излучения. Оба эти способа могут существенно повлиять на состояние атмосферы, радиосвязь и телевидение.

Для СЭС, работающих в большой энергосистеме, расчеты их эффективности могут базироваться на среднесуточных или даже среднемесячных данных по СИ, которые имеются в обычных справочниках.

Для СЭУ, обеспечивающих энергией автономного потребителя, требуются обычно часовые данные прихода СИ на произвольно ориентированную к Солнцу приемную площадку. Последняя может стационарно находиться на поверхности Земли или на крыше какого-нибудь строения. В первом случае в мировой литературе рекомендуют размещать эти площадки с углом наклона β, равным широте местности φ и ориентированным на юг. Этим обеспечивается максимум прихода прямого СИ на приемную площадку в течение года. Если же учитывать и диффузную составляющую СИ, то угол наклона β должен быть меньше, чем φ. Особенно это касается средних широт России.

Во втором случае приемная площадка может быть произвольно ориентирована на Солнце, что вызывает большие сложности в расчете составляющих СИ. Наконец, приемная площадка может по разному следить за Солнцем во времени. Экспериментальные данные показывают, что переход от горизонтальной площадки к наклонной может дать до 16 % увеличения в приходе СИ за год. Соответственно, если организовать непрерывное слежение за Солнцем во времени, то указанное увеличение СИ за год составит до 54 % при значительном усложнении СЭУ в целом и, как следствие, увеличении затрат на нее.

В настоящее время в мире и России наиболее перспективными являются два вида СЭУ: солнечные коллекторы и СФЭУ.

Рассмотрим технические и энергетические особенности каждого из них.

Солнечные коллекторы (СК) — это технические устройства, предназначенные для прямого преобразования СИ в тепловую энергию в системах теплоснабжения (СТС) для нагрева воздуха, воды или других жидкостей. Системы теплоснабжения обычно принято разделять на пассивные и активные. Самыми простыми и дешевыми являются пассивные СТС, которые для сбора и распределения солнечной энергии используют специальным образом сконструированные архитектурные или строительные элементы здания или сооружения и не требуют дополнительного оборудования.

В настоящее время в мире все большее распространение получают активные СТС со специально установленным оборудованием для сбора, хранения и распространения СИ, которые по сравнению с пассивными СТС позволяют значительно повысить эффективность использования СИ, обеспечить большие возможности регулирования тепловой нагрузки и расширить область применения солнечных систем теплоснабжения в целом.

Выбор, состав и компоновка элементов активной СТС в каждом конкретном случае определяется многими показателями: климатическими факторами, типом объекта, режимом потребления тепла во времени, технико-экономическими показателями. Специфическими элементами этих СТС и является СК. Все прочие элементы таких СТС широко используются в промышленности и строительстве.

Солнечные коллекторы классифицируются по следующим признакам: по назначению — для горячего водоснабжения, отопления, теплохладоснабжения; по виду используемого теплоносителя — жидкостные и воздушные; по продолжительности работы — сезонные и круглогодичные; по техническому решению — одно-, двух- и многоконтурные. Кроме того, все СТС делятся на две группы: установки, работающие по разомкнутой или прямоточной схеме (рис. 17.13), и установки, работающие по замкнутой схеме (рис. 17.14).

Наиболее распространены сегодня так называемые плоские СК, позволяющие использовать как прямую, так и диффузную составляющую СИ, которая весьма значительна в условиях России.

Плоский СК представляет собой теплоизолированный с тыльной стороны к СИ и с боков ящик, внутри которого размещены теплопоглощающие каналы, по которым прокачивается теплоноситель. Сверху СК закрыт светопропускающим материалом. За счет использования СИ в СК температура теплоносителя на выходе из СК t_вых оказывается выше, чем на входе t_вх. Регулирование рабочей температуры теплоносителя осуществляется с помощью аппаратуры контроля и управления. Возможный диапазон этой температуры существенно зависит от климатических условий.

Циркуляция теплоносителя в СТС (чаще всего воды) может осуществляться принудительно с помощью небольшого насоса или естественным путем за счет разности гидростатических давлений в столбах холодной и теплой воды. В последнем случае бак должен находиться выше верхней отметки СК.

В ряде стран солнечные коллекторы СТС стали обычным атрибутом жизни. Технологии эффективного нагрева воды для бытовых целей с помощью СИ достаточно хорошо отработаны в мире и весьма доступны на рынке. Наиболее экономически эффективные сферы применения солнечных водонагревательных систем хорошо освоены. При этом используются простейшие и дешевые СТС — бесстекольные, без тепловой изоляции, пластиковые.

В России область распространения СК в настоящее время весьма ограничена при наличии хорошей производственной базы и отработанных технических решений, отвечающих современным требованиям. Основное препятствие использования СК в России — относительно высокая стоимость.

Современная фотоэнергетика базируется на использовании явления фотоэффекта, которое имеет место в некоторых материалах (например, кремнии).

В настоящее время солнечные фотоэлектрические установки находят все более широкое применение как источники энергии для средних и малых автономных потребителей, а иногда и для больших солнечных электростанций, работающих в энергосистемах параллельно с традиционными ТЭС, ГЭС и АЭС. Конструктивно СФЭУ обычно состоит из солнечных батарей в виде плоских прямоугольных поверхностей. За последние десятилетия фотоэнергетика сделала очень большие шаги в решении двух основных проблем: повышении КПД СФЭУ и снижении стоимости их производства.

Наибольшее распространение получили СФЭУ на основе кремния трех видов: монокристаллического, поликристаллического и аморфного. Все эти данные соответствуют так называемым однослойным фотоэлементам. Сегодня же исследуются двух- и трехслойные фотоэлементы, которые позволяют использовать большую часть солнечного спектра по длине волны СИ. Для двухслойного фотоэлемента на опытных образцах получен КПД 30 %, а трехслойного — 35—40 %.

Наконец, в последние годы появился весьма перспективный конкурент для кремния в СФЭУ — арсенид галлия. Установки на его основе даже в однослойном исполнении имеют КПД до 30 % при гораздо более слабой зависимости его КПД от температуры.

Известно, что во время работы СФЭУ поверхности их сильно нагреваются, что приводит к снижению их энергетических показателей. Для охлаждения таких установок требуется использовать охлаждающую воду.

Мировая фотоэнергетика в настоящее время представляет собой развивающийся быстрыми темпами сектор энергетического рынка с огромными возможностями для дальнейшего роста. Интерес к фотоэнергетике обусловлен радикальным снижением удельной стоимости 1 кВт мощности СФЭУ и постепенным приближением ее к уровню экономически оправданных энергетических проектов.

Ветроэнергетика — отрасль науки и техники, разрабатывающая теоретические основы, методы и средства использования энергии ветра для получения механической, тепловой и электрической энергии и определяющая масштабы целесообразного использования ветровой энергии в народном хозяйстве.

Принцип использования ветровой энергии известен и используется человеком очень давно, начиная с ветряных мельниц.

Кинетическая энергия Э_кин (Дж) воздушного потока рассчитывается по формуле (17.13)

Величина m определяется по формуле (17.14)

Если в качестве m взять секундную массу воздуха (кг/с), то получим значение мощности, развиваемой потоком воздуха (Дж/с или Вт), т.е. (17.15)

Для F = 1 м² получаем значение удельной мощности (Вт) ветрового потока N^уд (Вт/м²): (17.16)

Обычно в ветроэнергетике используется рабочий диапазон скоростей ветра, не превышающих 25 м/с. Приведены значения N ^уд для указанного рабочего диапазона скоростей ветра.

Преобразование кинетической энергии ветра в электрическую происходит с помощью ветроэнергетических установок (ВЭУ), которые можно классифицировать по следующим признакам:

· по мощности — малые (до 10 кВт), средние (от 10 до 100 кВт), крупные (от 100 до 1000 кВт), сверхкрупные (более 1000 кВт);

· по числу лопастей рабочего колеса — одно-, двух-, трех- и многолопастные;

· по отношению рабочего колеса к направлению воздушного потока — с горизонтальной осью вращения, параллельной или перпендикулярной вектору скорости (ротор Дарье).

Наибольшее распространение получили трехлопастные ВЭУ с горизонтальной осью вращения, в состав которых входят следующие основные компоненты: рабочее колесо 1, гондола с редуктором 2 и генератором, башня 3 и фундамент 4.

Башня — чаще трубообразная, реже — решетчатая, на ней в гондоле размещается основное энергетическое, механическое и вспомогательное оборудование ВЭУ, в том числе рабочее колесо или ротор с лопастями, преобразующий энергию ветра в энергию вращения вала, редуктор для повышения частоты вращения вала ротора и генератор. Лопасти ротора могут быть жестко закреплены на его втулке или изменять свое положение в зависимости от скорости ветра для повышения полезной мощности ВЭУ. В качестве генератора могут использоваться: синхронные и асинхронные (чаще всего), а также (реже) асинхронизированные синхронные генераторы.

Для малых ВЭУ находится обычно в пределах 2,5—4 м/с, а — от 8 до 10 м/с. Для крупных ВЭУ указанные значения составляют 4—5 м/с и 12—15 м/с соответственно. Предельная допустимая скорость ветра по соображениям прочности ВЭУ равна 60 м/с.

Уровень шума крупных ВЭУ непосредственно у основания башни не превышает 95—100 дБ. Обычно для энергетических целей используют кинетическую энергию приземного слоя воздуха высотой не более 200 м с максимальной его плотностью ρ. При этом для повышения мощности единичной ВЭУ с заданным диаметром ротора D₁ (м) стремятся увеличить высоту башни Н_б (м), так как скорость ветра увеличивается с высотой по сложной степенной зависимости.

Чем выше расчетная скорость ветра, тем выше эффективность ВЭУ. Обычно в качестве нее применяется среднегодовая скорость ветра ₀ (м/с), которая относительно мало меняется по годам. В то же время скорость ветра в течение года может существенно меняться во времени (как в течение суток, так и года в целом). Процесс изменения скорости ветра в течение года имеет свои закономерные зависимости (зимой скорость ветра выше, чем летом; в полдень выше, чем утром), а также существенную случайную составляющую. Для описания процесса изменения скорости ветра во времени требуются ежедневные наблюдения за скоростью ветра в данной точке не менее чем для 10—12 лет. Для описания ветрового процесса представляют зависимость частоты появления скорости υ_i (м/с) в течение года t_i(υ_i) в часах или относительных единицах.

В ветроэнергетических расчетах учитывается также и «роза ветров», т.е. характерные направления скоростей ветра в данной точке в течение года. Особое значение «роза ветров» приобретает в случае строительства ветропарков или ветроэлектростанций (ВЭС), состоящих из нескольких ВЭУ (десятков—сотен) в данной местности.

Для оценки перспективности ВЭУ в данной местности или регионе необходимо знать его валовые, технические и экономические ветроэнергетические ресурсы.

Для России в целом указанные виды ресурсов соответственно равны: 80000; 6218 и 31 ТВт · ч. На сегодняшний день использование указанных ресурсов ветра в России практически неощутимо. Обычно в мировой практике принято считать, что, если среднегодовая скорость ветра в данной местности превышает 5 (или 6) м/с, то использование ВЭУ здесь весьма перспективно. Для среднегодовых скоростей ветра от 3 до 5 (6) м/с необходимы детальные технико-экономические расчеты, в том числе и учет условий использования ВЭУ — в объединенной или локальной энергосистеме или для питания автономного потребителя, а также конкретные социально-экологические и экономические характеристики рассматриваемого региона.

Весьма перспективным для России представляется совместное использование ВЭУ и дизельных энергоустановок (ДЭУ), которые в настоящее время составляют основы локальных систем электроснабжения обширных северных и приравненных к ним территорий страны. Использование энергии ветра в России весьма незначительно, хотя в стране имеется хороший производственный потенциал для разработки серийных или массовых ВЭУ любой мощности (от сотен ватт до 1 МВт).

Если для некоторого потребителя, например города требуется в некоторый момент количество электроэнергии Nэ (в единицу времени) и количество тепла Q т, то технически проще всего получить их раздельно.

Для этого можно построить конденсационную ПТУ (рис. 3.9, а) электрической мощностью Nэ с глубоким вакуумом, создаваемым конденсатором, который охлаждается водой.

При ее температуре tохл.в = 15—20 °С можно получить давление в конденсаторе рк = 0,04—0,06 ат (3—4 кПа), а температура конденсирующегося пара будет составлять в соответствии с рис. 1.2 tк = 30—35 °С. Кроме того, для производства тепла Qт можно построить РТС, в водогрейном котле которой циркулирующая сетевая вода будет нагреваться, например, от 70 до 110 °С. При раздельном производстве Qт тепла и Nэ электроэнергии общая затрата тепла, которая будет получена из топлива, составит где hк — КПД котла, составляющий 90—94 % (см. рис. 1.1); hПТУ — КПД конденсационной ПТУ, равный примерно 45 %.

Ту же задачу производства электроэнергии и тепла можно решить по-другому (рис. 3.9, б). Вместо конденсатора на КЭС можно установить сетевой подогреватель, от которого получать количество теплоты Qт. Ко­нечно, поскольку нагретая сетевая вода должна иметь, скажем, 110 °С, то давление в сетевом подогревателе (и за паровой турбиной) должно быть не 0,05 ат (как в конденсаторе турбины КЭС), а на уровне 1,2 ат (см. рис. 1.2). При этом давлении образующийся из конденсирующего пара конденсат будет иметь температуру примерно 120 °С, что и обеспечит нагрев сетевой воды до 110 °С.

Таким образом, в одной энергетической установке вырабатывается одновременно электрическая энергия и тепло в требуемых количествах. По­этому такое производство тепла и электроэнергии называют комбинированным. Термины «комбинированное производство» и «теплофикация» — синонимы. Изображенная на рис. 3.9, б установка является не чем иным как простейшей ТЭЦ с турбиной с противодавлением (так как давление за ней, как правило, выше атмосферного). Расход тепла при комбинированной выработке при тех же Nэ и Qт составит:

В этой формуле, получаемой из (3.1) при hПТУ = 1, учтено, что тепло, выходящее с паром из турбины, не отдается бесполезно охлаждающей воде в конденсаторе, а полностью отдается в сетевом подогревателе теп­ловому потребителю. При этом не сжигается дополнительное топливо в водогрейном котле.

Разность количеств тепла, затраченного на получение электрической мощности Nэ и тепла Qт при раздельной и комбинированной их выработке

где c = Nэ/Qт — очень важная характеристика, называемая выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Так как DQ = DBтQсг где DBт — экономия топлива, а Qсг — его теплота сгорания, то экономия топлива при комбинированной выработке тепла и электроэнергии по сравнению с раздельной составит

Так как hПТУ < 1, то всегда DBт > 0, т.е. при теплофикации всегда возникает экономия топлива. Физическая причина экономии топлива очевидна: теплота конденсации пара, покидающего паровую турбину, отдается не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребителю.

Из (3.4) видно, что чем хуже конденсационная паротурбинная установка, т.е. меньше hПТУ, тем эффективнее теплофикация, так как большее количество тепла, передававшееся охлаждающей воде при раздельной выработке, теперь передается сетевой воде.

Экономия DBт зависит от соотношения электрической и тепловой мощности c = Nэ/Qт. Чем большеNэ при фиксированной Qт, тем большая конденсационная мощность замещается экономичной теплофикационной.

Приведенная на рис. 3.9, б простейшая теплофикационная ПТУ позволяет легко понять преимущество комбинированной выработки. Однако она имеет существенный недостаток: с ее помощью нельзя произвольно изменять соотношение между электрической Nэ и тепловой мощностью Qт. Изменение любой из них приводит к автоматическому изменению другой и не всегда в соответствии с требованиями потребителей. Чаще всего ПТУ такого типа используют там, где требуется изменение по определенному графику только одного параметра, обычно тепловой нагрузки Qт, а второй параметр — мощность, будет такой, «какой получится».

Для того, чтобы исключить этот недостаток, теплофикационную турбину выполняют с регулируемым отбором пара нужных параметров и с конденсацией пара в конце процесса расширения (рис. 3.10).

С помощью регулирующих клапанов РК-1 и РК-2 соответственно перед ЦВД и ЦНД можно в широких пределах изменять независимо электрическую мощность и отпуск тепла. Если клапан РК-2 закрыть полностью и направить весь поступивший в турбину пар в сетевой подогреватель, то турбина будет работать как турбина с противодавлением и выгода от теплофикации будет максимальной. Так обычно работают теплофикационные турбины зимой, когда требуется много тепла. Если, наоборот, открыть полностью РК-2 и закрыть проток сетевой воды через сетевой подогреватель, турбина будет работать как конденсационная с максимальной потерей тепла в конденсаторе. Так обычно работают теплофикационные турбины летом.

Ясно, что экономичность работы турбоустановки с теплофикационной турбиной зависит от соотношения расходов пара в сетевой подогреватель и конденсатор: чем оно больше, тем больше экономия топлива.

Таким образом, теплофикация всегда приводит к экономии топлива, которая в масштабах всей России оценивается примерно в 15 %. Однако при этом следует помнить, что пар, идущий в сетевой подогреватель, вырабатывается энергетическим, а не простым водогрейным котлом. Для транспортировки пара нужны паропроводы большего диаметра на высокие, иногда сверхкритические параметры пара. Теплофикационная турбина и ее эксплуатация существенно сложнее, чем конденсационная. В конденсационном режиме теплофикационная турбина работает менее экономично, чем конденсационная.

Это приводит к тому, что экономически целесообразным оказывается иметь в системе электро- и централизованного теплоснабжения и ТЭЦ, и котельные, и конденсационные электростанции. При этом надо иметь в виду, что часть структуры этих систем складывается исторически, с предварительным вводом котельных, которые в дальнейшем играют роль резервных источников тепла. В качестве примера приведем структуру электро- и теплоснабжения Москвы (рис. 3.11).

Распределение экономии топлива от теплофикации на выработанные электроэнергию и тепло. Показатели качества работы ТЭЦ

Отметим еще одну важную, по существу, финансовую проблему, возникающую для ТЭЦ. ТЭЦ продает потребителям два вида энергии различной энергетической ценности: тепловую и электрическую, причем их потребители в общем случае — разные. Объективно существующая экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла должна быть разделена и учтена в себестоимости и цене на эти два вида энергии. Однако сделать это технически невозможно: и тепло, и электроэнергия вырабатываются общими котлом, турбиной и другим оборудованием ТЭЦ; далее, с одной стороны, без отпуска тепла из отборов турбины нет экономии топлива, с другой стороны она отсутствует и без выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Проблеме как разделить объективно существующую экономию топлива между электроэнергией и теплом, посвящены десятки (если не сотни) работ и единственным их окончательным результатом стало понимание того, что этого сделать нельзя.

Начиная с плана ГОЭЛРО и вплоть до 1995 г., при распределении экономии от теплофикации использовался так называемый «физический» метод», по которому вся экономия топлива относилась на электроэнергию. При этом получалось, что расход условного топлива на 1 кВт·ч на ТЭЦ составлял 230—250 г/(кВт·ч), а на ГРЭС — 320—350 г/(кВт·ч). Это не результат более экономичной работы ТЭЦ, а способа распределения выгоды от теплофикации. В 1995 г. на ТЭЦ России была введена новая инструкция для ТЭЦ по распределению экономии топлива от теплофикации. Последствия ввода нового способа представлены на рис. 3.12. Кривая 1 показывает, как уменьшался удельный расход условного топлива на производство электроэнергии в целом сначала для СССР, а потом — для России, причем учитывалась электроэнергия, вырабатываемая и ГРЭС, и ТЭЦ в соответствии с «физическим» методом.

Видно, что в период 1985—1990 гг. удельный расход условного топлива стабилизировался на уровне 325—327 г/(кВт·ч). В момент распада СССР показатели по выработке электроэнергии резко улучшились [до 310 г/(кВт·ч)] главным образом за счет исключения в основном конденсационных мощностей на Украине, в Прибалтике и Белоруссии. Эти показатели существовали вплоть до 1995 г., когда была введена новая инструкция, и в соответствии с ней удельный расход условного топлива в целом по России скачком возрос до 347 г/(кВт·ч). Конечно, это результат переноса части экономии топлива от теплофикации с электроэнергии на тепло (заметим, что в России почти половина электроэнергии вырабатывается ТЭЦ). То, что это так, видно из кривой 2, отражающей изменение удельного тепла для конденсационных энергоблоков мощностью 300 МВт. Этих энергоблоков инструкция по распределению выгоды от теплофикации, естественно, не коснулась и после улучшения показателей экономичности в 1990 г. (главным образом, за счет исключения из энергосистемы России пылеугольных энергобло­ков Украины) наблюдается тенденция к ухудшению экономичности, главным образом за счет старения оборудования.

Условность разделения выгоды от теплофикации между электроэнергией и теплом необходимо также учитывать при сравнении интегральных показателей экономичности различных стран. Если, например, средний удельный расход условного топлива на ТЭС Японии составляет [310— 315 г/(кВт·ч)], а в России 345—350 г/(кВт·ч), и разница между ними 35 г/(кВт·ч), то в действительности она еще больше, так как в Японии практически отсутствует теплофикация, а в России примерно половина электроэнергии производится на ТЭЦ.

Теперь перейдем к показателям, характеризующим экономичность ра­боты ТЭЦ. Когда в лекции 2 рассматривали экономичность конденсационной ТЭС, мы выяснили, что для этой цели используется один показатель — коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный расход условного топлива. Необходимость только в одном показателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС отпускает только один вид энергии — электроэнергию.

ТЭЦ отпускает два вида энергии — электрическую и тепловую. По­этому для оценки качества работы ТЭЦ необходимо иметь также два показателя.

Первым показателем является коэффициент полезного использования тепла топлива. Если у конденсационных ТЭС России он не превышает 40 %, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией той части пара, которая проходит в конденсатор, собственные нужды).

Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепловом потреблении c = Nэ/Qт. Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпускают одинаковое количество тепла Qт и имеют одинаковый коэффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии.

Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы ТЭЦ. На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный расход условного топлива на производство электроэнергии bэ в г/(кВт·ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла bтв кг/Гкал. Для ТЭЦ bт = 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в соответствии с нормативными документами по распределению затраченного топлива на производство электроэнергии и тепла.

АЭС — это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Возможность использования ядерного топлива, в основном ²³⁵ U в качестве источника теплоты связана с образованием цепной реакции деления вещества и выделением при этом огромного количества энергии. Самоподдерживающаяся и регулируемая цепная реакция деления ядер урана обеспечивается в ядерном реакторе. Ввиду эффективности деления ядер урана ²³⁵U при «бомбардировке» их медленными тепловыми нейтронами пока преобладают реакторы на медленных тепловых нейтронах. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана ²³⁵U, содержание которого в природном уране составляет 0,714%; основная масса урана — изотоп ²³⁸U (99,28%). Ядерное топливо используют обычно в твердом виде. Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называют ТВЭ-лами, их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую подвергают тщательной очистке.

Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

При делении ядер урана или плутония образуются быстрые нейтроны, энергия которых велика. В природном или слабообогащенном уране, где содержание ²³⁵U невелико, цепная реакция на быстрых нейтронах не развивается. Поэтому быстрые нейтроны замедляют до тепловых (медленных) нейтронов. В качестве замедлителей используют вещества, которые содержат элементы с малой атомной массой, обладающие низкой поглощающей способностью по отношению к нейтронам. Основными замедлителями являются вода, тяжелая вода, графит.

В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако перспективным направлением является использование реакторов на быстрых нейтронах с расширенным воспроизводством ядерного горючего — плутония; таким образом может быть использована большая часть ²³⁸U.

На атомных станциях России используют ядерные реакторы следующих основных типов:

РБМК (реактор большой мощности, канальный) — реактор на тепловых нейтронах, водографитовый;

ВВЭР (водо – водяной энергетический реактор) — реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;

БН (быстрые нейтроны) — реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Единичная мощность ядерных энергоблоков достигает 1500 МВт.

АЭС работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с продолжительностью использования установленной мощности 6500—7000 ч/год.

Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя, а также от ряда других факторов. Схема может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной.

На рис. 4.19 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

Рис. 4.19. 1— реактор; 2— парогенератор; 3—турбина; 4— генератор; 5— трансформатор; 6 — конденсатор турбины; 7 —конденсационный (питательный) насос; 8— главный циркуляционный насос

АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу как тепломеханической, так и в электрической части. Ядерное топливо обладает очень высокой теплотворной способностью (1кг ²³⁵U заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части России.

АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. В настоящее время разработаны реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. При этом энергоблоки формируются следующим образом: реактор сочетается с Двумя турбоагрегатами (реактор ВВЭР-440 и два турбоагрегата по 220 МВт, реактор ВВЭР-1000 и два турбоагрегата по 500 МВт, реактор РБМК-1500 и два турбоагрегата по 750 МВт) или с турбоагрегатом одинаковой мощности (реактор 1000 МВт и турбоагрегат 1000 МВт единичной мощности).

Перспективными являются АЗС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рис. 4.20. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из ²³⁸U, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний ²³⁹Рu, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

Рис. 4.20. а — принцип выполнения активной зоны реактора; б— технологическая схема: 1—7— аналогичны указанным на рис. 4.19; 8—теплообменник натриевых контуров; 9— насос нерадиоактивного натрия; 10— насос радиоактивного натрия

Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоакгивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.

Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.

Назначение вторичных источников питания (ВИП) – преобразование сетевого напряжения в постоянные напряжения заданных номиналов, необходимые для обеспечения работоспособности электронных схем. Можно выделить две основные структурные схемы ВИП: классическую (сетевой трансформатор-выпрямитель-фильтр-стабилизатор постоянного напряжения) и импульсную (выпрямитель сетевого напряжения – высокочастотный преобразователь в импульсные напряжения необходимых номиналов – выпрямитель импульсного напряжения – сглаживающий фильтр – стабилизатор постоянного напряжения). Классическая схема, обладая простотой реализации, имеет существенный недостаток – громоздкий сетевой трансформатор, поэтому в настоящее время широкое применение получили импульсные ВИП, которые несмотря на большее число структурных блоков, в целом имеют меньшие габариты и вес поскольку эти параметры у высокочастотных трансформаторов на ферритовых сердечниках несравнимо лучше чем у сетевых трансформаторов с сердечниками из электротехнической стали. Структурная схема классического ВИП представлена на рис.82.

Трансформатор-преобразует сетевое напряжение в переменные напряжения, необходимые для формирования заданных уровней постоянных выходных напряжений. Выбор типа магнитопровода из стандартизированных значений производится по так называемой габаритной мощности, определяемой по заданной мощности во вторичных обмотках (суммарной мощности нагрузки). Например, для двухполупериодного выпрямления Ргаб.=1,2 Рнаг., сечения проводов первичной и вторичных обмоток также определяются габаритной мощностью,а также коэффициентом трансформации К= W1/W2 и допустимой плотностью тока для медных проводов, например : I 2 = 1,1 Ргаб./Uнагр. (действующее значение тока вторичной обмотки), I1 = I2/К (действующее значение тока в первичной обмотке).
Выпрямитель – преобразует переменное напряжение в пульсирующее, содержащее постоянную составляющую и переменное напряжение пульсаций.Схема однополупериодного выпрямителя приведена на рис.83. Во вторичных источниках питания данная схема практически не применяется и имеет лишь теоретический интерес. Временные диаграммы приведены на рис.84.

Простейший выпрямитель Временные диаграммы

Существенно улучшается форма кривой напряжения на нагрузке при шунтировании её конденсатором, при этом возрастает постоянная составляющая напряжения и уменьшается амплитуда переменного напряжения пульсаций, поскольку конденсатор поддерживает напряжение на нагрузке в паузе между полуволнами входного напряжения(рис.85,86).

Схема резистивно-емкостной нагрузки Влияние ёмкостной нагрузки однополупериодного выпрямителя

Наиболее распространенная схема двухполупериодного мостового выпрямителя, схема и временные диаграммы напряжений представлены на рис.87 и 88 соответственно .

Фильтр выполняет роль сглаживания пульсаций на выходе выпрямителя, обычно это Г – образный LC фильтр , в простейшем случае – однозвенный, реализованный на дросселе и конденсаторе (рис.89).

Стабилизатор предназначен для поддержания неизменным в заданных пределах выходного постоянного напряжения при колебаниях входного напряжения ( поступающего с фильтра). Используются три основные схемы стабилизаторов: параметрический, компенсационный ,импульсный. Основным параметром стабилизатора является коэффициент стабилизации, определяемый как:

Кст =( DUвх/Uвх )/( DUвых/Uвых )

Здесь D – знакопеременные приращения входного и выходного напряжений соответственно. Принцип работы параметрического стабилизатора основан на свойстве полупроводникового элемента – стабилитрона сохранять неизменным напряжение обратимого пробоя (напряжение стабилизации) при колебаниях в известных пределах входного напряжения. Схема и вольт-амперная характеристика параметрического стабилизатора приведены на рис.90,91.

Схема параметрического стабилизатора

Рис.91. Принцип работы параметрического стабилизатора.

Uпр,Uобр,Iпр,Iобр – параметры вольтамперной характеристики стабилитрона, Uвх – напряжение на входе стабилизатора ( на выходе фильтра), Iст – ток через стабилитрон, Uст – напряжение на стабилитроне и нагрузке

Рабочая точка находится на пересечении характеристики стабилитрона и нагрузочной прямой, угол наклона которой определяется величиной: Rэкв = (Rб*Rн)/(Rб Rн). Колебания входного напряжения вызывают изменения тока через стабилитрон относительно номинального значения, при этом выходное напряжение стабилизатора остаётся почти неизменным. При этом нагрузочная прямая перемещается параллельно самой себе. Балластное сопротивление Rб служит для ограничения тока через стабилитрон, который должен находиться в допустимых пределах при максимальных отклонениях входного напряжения, напряжение на нём всегда равно разности между входным и выходным напряжениями. Пользуясь законом Кирхгофа для контурных токов , можно показать, что коэффициент стабилизации будет равен: Кст =(Uвых / Uвх )*(Rб/Rст.дин.),где Rст.дин.= DUст/DIст- выходное динамическое сопротивление стабилитрона, величина которого зависит от крутизны падающей ветви характеристики стабилитрона. Для маломощных стабилитронов Rст.дин находится в пределах 5…..50 Ом. Коэффициент стабилизации схем этого типа невысок и составляет 10….30 относительных единиц, применяются они в основном для ограничения уровней напряжений, например, для формирования опорных напряжений в компараторах. Более качественными характеристиками обладают компенсационные аналоговые и импульсные стабилизаторы, имеющие в своем составе регулируемый по цепи обратной связи элемент (обычно транзистор), который компенсирует отклонения входного напряжения, поддерживая тем самым неизменным напряжение на нагрузке. Аналоговый компенсационный стабилизатор следит за изменениями входного напряжении непрерывно. Принцип его работы поясняется схемой, приведенной на рис.92.

VT1 – регулируемый транзистор (выполняет роль резистора, включенного последовательно с нагрузкой), VT2 – регулирующий транзистор (усилитель постоянного тока), VD1 – стабилитрон грубой установки Uвых

Для компенсации знакопеременных отклонений входного напряжения выходное напряжение устанавливается меньшим входного на 10 – 20% выбором стабилитрона VD1 и резистивным делителем R3,R4,R5, включенным параллельно нагрузке, при этом точная установка заданного номинала осуществляется переменным резистором R4.При колебаниях входного напряжения изменяется падение напряжения на регулируемом транзисторе VТ1, напряжение на нагрузке при этом практически неизменно. Благодаря усилительным свойствам транзистора VТ2 отслеживаются весьма малые колебания напряжения на нагрузке. Приведенный стабилизатор обладает высоким коэффициентом стабилизации -100 и более относительных единиц, при этом в практических схемах вместо VT2 применяется операционный усилитель, а также интегральное исполнение (ИС серии К142 ЕН). Недостатком схемы является непрерывный режим работы регулируемого транзистора, что увеличивает рассеиваемую на нём мощность, в связи с чем необходимо применять транзисторы повышенной мощности и теплоотводы. Импульсный стабилизатор выходного напряжения в значительной степени свободен от указанного недостатка поскольку регулируемый транзистор работает в облегчённом режиме, однако он имеет несколько больший коэффициент пульсаций из-за необходимости фильтрации импульсной последовательности. В общем случае структурная схема импульсного стабилизатора постоянного напряжения приведена на рис.93. Импульсный блок обеспечивает работу регулируемого элемента в ключевом режиме, характеристики которого определяются блоком сравнения. Используются в основном два способа управления: релейный и широтно-импульсный (ШИМ). В первом случае импульсы на выходе РЭ имеют амплитуду , равную в каждый данный момент входному напряжению и регулирование обеспечивается изменением их длительности. Во втором случае амплитуда импульсов постоянна и изменяется по сигналам ИБ их ширина.

Рис.93. Структура импульсного стабилизатора.

РЭ – регулируемый элемент, Ф – сглаживающий фильтр, БС – блок сравнения выходного напряжения с эталонным (уставкой), Uо – источник эталонного напряжения, ИБ – импульсный блок.

Принцип работы релейного импульсного стабилизатора поясняется схемой , приведенной на рис.94.

Рис.94. Релейный импульсный стабилизатор

РЭ на схеме представлен транзистором VТ1, включенным по схеме с общим эмиттером, функции БС выполняет переменный резистор R4 делителя выходного напряжения (R2, R4, R6).Источником эталонного напряжения служит стабилитрон VD2, ИЭ выполнен на транзисторе VT2. Резисторы R1 ,R3, R5 обеспечивают допустимые режимы работы транзисторов, диод VD1 необходим для защиты VT1 от перенапряжений из-за э.д.с. самоиндукции дросселя фильтра, возникающей при снижении тока через индуктивность (в паузе между импульсами на эмиттере VT1). Временная диаграмма, поясняющая процесс регулирования напряжения на нагрузке при отклонениях входного напряжения относительно номинального значения, приведена на рис.95.

Рис.95. Процесс релейного регулирования в импульсном стабилизаторе.

Нарастание Uн во время действия импульса Uэ.VT1 ограничено моментом равенства напряжения, снимаемого с движка R4 сумме напряжения пробоя стабилитрона и порогового напряжения открывания транзистора VT2. В паузе между импульсами конденсатор фильтра разряжается на сопротивление нагрузки до момента равенства Uн напряжению пробоя стабилитрона. Разность напряжений срабатывания блока сравнеия (гистерезис) определяет величину пульсаций относительно среднего значения напряжения на нагрузке. Достоинством приведенной схемы является относительная простота при приемлемом уровне коэффициента пульсаций, импульсный стабилизатор с ШИМ – регулированием схемотехнически сложнее, но имеет лучшие показатели качества выходного напряжения.Структурная схема импульсного ВИП приведена на рис.96.

Рис.96. Импульсный вторичный источник питания

Новым элементом здесь является высокочастотный преобразователь постоянного напряжения в импульсную последовательность. В качестве такого преобразователя используются трансформаторные каскады, управляемые задающим импульсным генератором, или импульсные генераторы с самовозбуждением. Частота преобразования обычно находится в пределах 30 – 50 КГц. Састо применяется генервтор Роэра, рассмотренный в разделе “генераторы”.

Остальные блоки приведенной выше структурной схемы импульсного ВИП принципиально не отличаются от таковых для ВИП, выполненного по классической схеме.

Рис. 2.60. Составной транзистор Дарлингтона.

Если соединить транзисторы, как показано на рис. 2.60, то полученная схема будет работать как один транзистор, причем его коэффициент β будет равен произведению коэффициентов β составляющих транзисторов. Этот прием полезен для схем, работающих с большими токами (например, для стабилизаторов напряжения или выходных каскадов усилителей мощности) или для входных каскадов усилителей, если необходимо обеспечить большой входной импеданс.

В транзисторе Дарлингтона падение напряжения между базой и эмиттером в два раза больше обычного, а напряжение насыщения равно по крайней мере падению напряжения на диоде (так как потенциал эмиттера транзистора Т1 должен превышать потенциал эмиттера транзистора Т2, на величину падения напряжения на диоде). Кроме того, соединенные таким образом транзисторы ведут себя как один транзистор с достаточно малым быстродействием, так как транзистор T1 не может быстро выключить транзистор Т2. С учетом этого свойства обычно между базой и эмиттером транзистора Т2 включают резистор (рис. 2.61). Резистор R предотвращает смешение транзистора Т2 в область проводимости за счет токов утечки транзисторов Т1 и Т2. Сопротивление резистора выбирают так, чтобы токи утечки (измеряемые в наноамперах для малосигнальных транзисторов и в сотнях микроампер для мощных транзисторов) создавали на нем падение напряжения, не превышающее падения напряжения на диоде, и вместе с тем чтобы через него протекал ток. малый по сравнению с базовым током транзистора Т2. Обычно сопротивление R составляет несколько сотен ом в мощном транзисторе Дарлингтона и несколько тысяч ом в малосигнальном транзисторе Дарлингтона.

Рис. 2.61. Повышение скорости выключения в составном транзисторе Дарлингтона.

Промышленность выпускает транзисторы Дарлингтона в виде законченных модулей, включающих, как правило, и эмиттерный резистор. Примером такой стандартной схемы служит мощный n-p-n – транзистор Дарлингтона типа 2N6282, его коэффициент усиления по току равен 4000 (типичное значение) для коллекторного тока, равного 10 А.

В регулируемых усилителях имеется возможность управления коэффициентом усиления (уровнем выходного сигнала) с целью предотвращения перегрузки оконечного устройства (или выходных каскадов УУ), создание комфортных условий прослушивания аудиопрограмм (в усилителях звуковых частот), калибровки измерительных усилителей и т.д. Регулировка может быть ручной или автоматической, плавной или ступенчатой. Регулировка усиления может осуществляться как специальными цепями, включаемыми в схему усилителя, так и отдельными устройствами, называемыми аттенюаторами. Аттенюаторы, в свою очередь, могут как встраиваться в усилитель, так и подключаться к его входу. Выполняются аттенюаторы как на пассивных элементах, так и на активных.

Рисунок 7.1. Потенциометрический регулятор усиления

Эффективность регулировки оценивается ее глубиной D_р — отношением коэффициентов усиления, соответствующих двум крайних положением регулятора. Глубину регулировки часто выражают в децибелах.

При решении вопроса о месте постановки регулятора в многокаскадный усилитель следует учитывать то обстоятельство, что помимо коэффициента усиления регулирующая цепь может менять и другие параметры усилительных каскадов, например, R_вх. Поэтому регулировку не рекомендуется вводить во входной каскад усилителя, поскольку это скажется на входном сопротивлении усилителя в целом. Постановка регулятора в выходной каскад может привести к перегрузке промежуточных каскадов, т.е. наиболее целесообразно вводить регулировку в один из промежуточных каскадов. Не рекомендуется вводить регулировку в петлю общей ООС из-за снижения ее эффективности.

Чаще всего в усилителях звуковых частот применяется потенциометрическая схема регулировки усиления (рисунок 7.1а), осуществляемая включением регулирующего переменного резистора R_р по схеме потенциометра, который изменяет коэффициент деления поданного на него напряжения.

При малых громкостях человеческое ухо хуже воспринимает звуки низких и высоких частот. Поэтому в усилителях звуковых частот применяют так называемый тонкомпенсированный регулятор. На рисунке 7.1а тонкомпенсирующие цепи образованы элементами R₁C₁C₂. При малых уровнях громкости за счет цепи R₁C₁ происходит завал АЧХ в областях СЧ и ВЧ, с помощью конденсатора C₂ на ВЧ этот завал компенсируется, в результате АЧХ имеет вид, показанный на рисунке 7.1б.

Потенциометрический регулятор обеспечивает глубину плавной регулировки не более 40дБ, для получения большей глубины регулировки возможно последовательное включение нескольких подобных регуляторов.

Плавную регулировку усиления глубиной до 20дБ можно осуществить введением в каскад с ОЭ (ОИ) ПООСТ путем включения регулировочного резистора R_р в цепь эмиттера (истока) как показано на рисунке 7.2. Рисунок 7.2. Регулировка введением ООС

Величину регулировочного резистора можно определить из соотношения:

R_р = (D_р – 1)/S₀, где S₀ — крутизна усилительного элемента (БТ или ПТ), D_р — в относительных единицах.

Глубина регулировки такого типа регуляторов ограничивается действием паразитной емкости, шунтирующей резистор R_р, приводящей к шунтированию регулировочного резистора в потенциометрическом регуляторе в области ВЧ, и подъему АЧХ в области ВЧ (выброса ПХ в области МВ) за счет перекоррекции (см. подраздел 2.13) в регуляторе с помощью введения ПООСТ.

Ступенчатые регуляторы представляют собой делители напряжения, состоящие из резисторов (рисунок 7.3).

Рисунок 7.3. Компенсированный ступенчатый регулятор

Из-за входной емкости каскада, следующего за делителем, коэффициент передачи резисторного делителя зависит от частоты. Для устранения частотной зависимости все резисторы делителей шунтируются подстроечными конденсаторами, емкость которых определяется из условия равенства постоянных времени плеч делителя, например R₁C₁=R₂C₂, причем C₂ выбирается с учетом входной емкости следующего каскада, в качестве C₂ может выступать входная емкость каскада без дополнительного конденсатора, однако в этом случае влияние изменения C_вх будет сказываться сильнее.

Если усилитель предназначен для работы в согласованном тракте передачи (т.е. R_вх=R_г=R₀, где R₀ — характеристическое сопротивление тракта передачи), то ступенчатый регулятор целесообразно выполнить на основе симметричных аттенюаторов Т- и П-типов [11] (рисунок 7.4а,б).

Рисунок 7.4. Т- и П-образные симметричные аттенюаторы

Для П-образной схемы аттенюатора номиналы элементов определяются из следующих соотношений: Номиналы Т-образной схемы аттенюатора определяются следующим образом:

Практическая схема ступенчатого регулятора на 18 дБ для 75-омного тракта передачи, работающего в диапазоне рабочих частот (0…150)МГц, приведена на рис. 7.5.

Рисунок 7.5. Ступенчатый аттенюатор

Схема построена на основе одинаковых П-образных звеньев с затуханием в шесть децибел. В зависимости от положения переключателей SA₁÷SA₃ данный регулятор обеспечивает затухание от 0 до 18 дБ с шагом 6 дБ.

Подобный регулятор обычно располагают между источником сигнала и входом усилителя. В связи с тем, что входное и выходное сопротивления данного регулятора не зависят от уровня вносимого затухания, величина частотных и временных искажений, создаваемых входной цепью, также остается постоянной при разных уровнях затухания.

В усилительных устройствах, применяемых в современной аудио- и видеоаппаратуре, широко применяются электронные регуляторы [12], позволяющие вручную или автоматически изменять коэффициент передачи тракта по закону, определяемому функцией управления.

В электронных регуляторах потенциометрического типа (рисунок 7.6) в качестве управляемых сопротивлений используются диоды, фотосопротивления, БТ и ПТ.

Рисунок 7.6. Электронные аттенюаторы потенциометрического типаВ диодном потенциометрическом регуляторе (рисунок 7.6а) в качестве управляемых сопротивлений используются диоды VD₁ и VD₂, управляемые прямым током. Диапазон регулирования диодных аттенюаторов достигает 40дБ при токах регулирования (0…2.2)мА. Диодным регуляторам свойственны существенные недостатки:

◆ отсутствие развязки цепей управления и сигнала;

◆ значительная мощность, потребляемая цепью управления;

◆ существенные нелинейные искажения сигнала при большом затухании.

Подобными свойствами обладает и аттенюатор на БТ (рисунок 7.6б), т.к. переходы транзистора выполняют функции диодов.

Электронный регулятор на основе оптрона (рисунок 7.6в) обеспечивает практически идеальную развязку цепей управления и сигнала, но требует затраты значительной мощности в цепи управления светодиодом.

По совокупности свойств наилучшими показателями обладает регулятор на основе ПТ (рисунок 7.6г), используемого в качестве управляемого сопротивления. Цепь управления практически не потребляет мощности ввиду практического отсутствия тока затвора у ПТ. Поскольку в цепи сигнала нет p-n переходов, а имеется лишь омическое сопротивление, то нелинейные искажения, вносимые подобным аттенюатором, минимальны. В отличие от ранее рассмотренных схем регуляторов, данная схема позволяет работать без постоянной составляющей в выходной цепи.

Регулировку коэффициента передачи усилительных каскадов можно осуществить путем изменения режима работы усилительных элементов, поскольку в этом случае изменяются их эквивалентные параметры, в частности, крутизна S₀ (см. подраздел 2.4). На рисунке 7.7 показано, как осуществляется такая регулировка в каскаде на БТ (рисунок 7.7а), каскаде на ПТ (рисунок 7.7б) и в дифференциальном усилителе (рисунок 7.7в). Регулируемый каскад на основе ДУ позволяет достичь глубины регулировки порядка (60…70)дБ при повышенной термостабильности D_р.

Рисунок 7.7. Регуляторы с изменением режима работы элементов

Перспективным является способ регулировки на основе ИМС перемножителя (рисунок 7.7г). Интегральные перемножители реализуют функцию U_Z = KU_XU_Y,где K — масштабный коэффициент.

Регуляторы на основе перемножителей способны осуществлять регулировку напряжения с амплитудой порядка десятков вольт и точностью порядка 1% [12], однако сама ИМС перемножителя имеет достаточно сложное схемное решение.

Возможно включение электронного регулятора в цепь ООС. Примером подобного решения может служить регулятор на основе ОУ, в цепь ООС которого включен ПТ, используемый в качестве управляемого сопротивления (рисунок 7.8).

Рисунок 7.8. Регулятор на основе ОУ

Напряжение управления E_упр в рассмотренных электронных регуляторах можно менять в необходимых пределах с помощью переменного резистора, который может быть установлен в удобном для эксплуатации месте, например, на передней панели корпуса прибора. Из-за развязки цепи управления и цепи сигнала влияние соединительных проводников будет минимальным.

Напряжение управления E_упр может быть получено с выхода детектора, если используется автоматическая регулировка усиления (АРУ). Схемы усилителей с АРУ и авторегуляторами уровня рассмотрены в [12].

В простейшем стабилизаторе напряжения при подключении нагрузки ток через сопротивление R делится на две части: ток через стабилитрон и ток через нагрузку (выходной ток), т.е. .

Так как , то на стабилитроне рассеивается мощность При изменении сопротивления нагрузки, а следовательно и выходного тока, изменяется. Поэтому стабилитрон должен выбираться с запасом рассеиваемой мощности, которая при малом токе нагрузки близка к максимальной: .

Рис. 4.5. Применение ЭП в стабилизаторах напряжения

Для уменьшения мощности, рассеиваемой на стабилитроне, используется ЭП. В этом случае нагрузкой стабилитрона является достаточно высокое сопротивление транзистора со стороны базы R_Б и ток стабилитрона в значительно меньшей степени зависим от нагрузки, так как по цепи базы транзистора протекает относительно небольшой ток. В итоге получаем выигрыш примерно в ß раз больше по мощности, рассеиваемой на стабилитроне.

Из множества различных устройств вторичных источников питания ограничимся рассмотрением стабилизаторов с использованием ОУ, как наиболее соответствующим содержанию курса АЭУ.

Компенсационные стабилизаторы напряжения с ОУ позволяют достичь высокого значения коэффициента стабилизации напряжения, низкого дифференциального выходного сопротивления, повышенного КПД.

На рисунке 7.31а приведена схема высококачественного стабилизатора на ОУ.

Рисунок 7.31. Стабилизаторы напряжения на ОУ

Здесь ОУ используется в качестве буферного усилителя. Высокое значение входного сопротивления ОУ обеспечивает идеальные условия для работы стабилитрона. Нагрузка может быть достаточно низкоомной, т.к. выход ОУ низкоомный за счет действия 100% ПООСН.

Недостатком рассмотренного стабилизатора является малый рабочий ток, обусловленный низкой нагрузочной способностью ОУ. Избежать этого недостатка можно усилением выходного тока ОУ с помощью внешних транзисторов, используемых в режиме повторителей напряжения (рисунок 7.31б). Здесь к выходу ОУ подключен составной транзистор (VT₁, VT₂, VT₃) по схеме с ОК. Максимальный ток нагрузки такого стабилизатора ориентировочно равен

I_{н max} = I_{ОУ max}·H_21Э1·H_21Э2·H_21Э3.

Необходимое напряжение стабилизации определяется выбором типа стабилитрона VD и, помимо этого, соответствующим выбором резисторов R₁ и R₂. Устройство не нуждается в емкости фильтра на выходе, т.к. здесь используется эффект умножения по отношению к нагрузке емкости конденсатора C, подключенного к базе VT₃.

Другие устройства вторичных источников питания описаны в [12, 14].

Схемотехника. Гираторы.

Гиратором называется электронное устройство, преобразующее полное сопротивление реактивных элементов. Обычно это преобразователь емкости в индуктивность, т.е. эквивалент индуктивности. Широкое распространение гираторов в ИМС объясняется большими трудностями изготовления катушек индуктивностей с помощью твердотельной технологии. Использование гираторов позволяет получить относительно большую индуктивность с хорошими массогабаритными показателями.

На рисунке 7.20 приведена электрическая схема одного из вариантов гиратора, представляющего собой повторитель на ОУ, охваченный частотно-избирательной ПОС (R_ос и C₁).

Поскольку с увеличением частоты сигнала емкостное сопротивление конденсатора C₁ уменьшается, то напряжение в точке a будет возрастать. Вместе с ним будет возрастать напряжение на выходе ОУ. Увеличенное напряжение с выхода по цепи ПОС поступает на неинвертирующий вход, что приводит к дальнейшему росту напряжения в точке a, причем тем интенсивнее, чем выше частота. Таким образом, напряжение в точке a ведет себя подобно напряжению на катушке индуктивности. Синтезированная индуктивность определяется по формуле: L = R₁R_осC₁.

Добротность гиратора определяется как :

Одной из основных проблем при создании гираторов является трудность в получении эквивалента индуктивности, у которой оба вывода не соединены с общей шиной. Такой гиратор выполняется, как минимум, на четырех ОУ. Другой проблемой является относительно узкий диапазон рабочих частот гиратора (до нескольких килогерц на ОУ широкого применения).

58. Схемотехника. Активные фильтры.

Активные фильтры – это фильтры, использующие для формирования частотной характеристики и пассивные (резисторы и конденсаторы) и активные (усилительные) элементы.

Преимущества активных фильтров:

1. Способность усиливать сигнал, лежащий в полосе их пропускания.

2. Возможность отказа от нетехнологической индуктивности, следовательно, возможность использования в интегральных схемах.

3. Легкость настройки.

4. Малые масса и объем.

5. Простота каскадного включения

Недостатки:

1. Невозможность использования в силовых цепях.

2. Необходимость доп. источника.

3. Ограниченный диапазон частот.

Виды фильтров: ФВЧ – фильтр высоких частот, усиливает начиная с какой-то частоты f₀ до бесконечности. ФНЧ – фильтр низких частот, усиливает от нуля до частоты f₀. Полосовой фильтр усиливает в полосе частот от f₀ до f₁. Режекторный усиливает от нуля до частоты f₀ и начиная с f₁ до бесконечности.

В качестве простейшего фильтра низких частот можно использовать дифференциатор, а высоких частот – интегратор.

Полосовой фильтр можно получить последовательно соединением ФВЧ и ФНЧ

Режекторный – параллельным соединением ФНЧ и ФВЧ

Схемотехника. Генераторы.

Генератором называется автоколебательная структура, в которой энергия источника питания преобразуется в энергию электрических автоколебаний. Различают генераторы синусоидальных (гармонических) колебаний и генераторы сигналов специальной формы (прямоугольной, треугольной и т.д.)

Обобщенная макромодель генератора приведена на рисунке 7.28 и представляет собой усилительный каскад, охваченный цепью ПОС.

Для возникновения колебаний в данной системе необходимо выполнение условия баланса амплитуд и баланса фаз

Для получения на выходе генератора синусоидального напряжения достаточно, чтобы данные условия выполнялись только на одной частоте.

Существует большое количество схемных реализаций генераторов, поэтому ограничимся рассмотрением генераторов на основе ОУ, как наиболее соответствующим содержанию курса АЭУ. На рисунке 7.29 приведены различные варианты схем генераторов гармонических колебаний на ОУ.

В схеме LC-автогенератора (рисунок 7.29а) баланс фаз обеспечивается наличием ПОС, вводимой с помощью резисторов R₂ и R₃, баланс амплитуд достигается выбором номиналов резисторов R₂ и R₃ по условию K = R₃(R₂ R₃)·K ? 1.

Здесь под K подразумевается масштабный коэффициент усиления, равный K = R_?/R₁, где R_? — сопротивление контура на частоте резонанса. Частота резонанса определяется элементами LC-контура и рассчитывается по известной формуле

Можно избежать применения индуктивностей, используя селективные RC-цепи. Наибольшее применение получила так называемая фазирующая RC-цепь, включенная в схеме RC-генератора (рисунок 7.29б) между выходом и неинвертирующим входом ОУ. На частоте генерации f₀ = 1/2?RC фазовый сдвиг ?_ос=0 и выполняется условие баланса фаз, для выполнения баланса амплитуд необходимо скомпенсировать затухание, вносимое фазирующей цепью на частоте генерации, т.е. выполнить условие K_0ОС = R₂/(R₁ R₂) = A₀, где A₀?3,3 — затухание, вносимое фазирующей цепью.

Чтобы генерировать колебания сложной формы, следует выполнить неравенство K_0ОС>>A₀ как условие генерации многочастотных колебаний. Оно легко реализуется.

В схеме RC-автогенератора с электронной перестройкой частоты (рисунок 7.29г) в качестве управляемых сопротивлений используется сдвоенный ПТ, у которого сопротивление канала является линейной функцией управляющего напряжения E_упр. Очевидно, что при изменении E_упр происходит электронная перестройка частоты. Если в качестве управляющего напряжения использовать низкочастотное колебание, то по закону изменения амплитуды этого колебания будет изменяться частота автогенератора, т.е. осуществляться частотная модуляция.

Важным параметром автогенераторов является температурная нестабильность частоты, которая в обычных LC-генераторах достигает порядка (10^-3…10^-4)% на 1°C, в RC-генераторах — примерно на порядок ниже. Гораздо лучшие показатели стабильности частоты обеспечивают кварцевые автогенераторы (рисунок 7.29в). Здесь кварц используется в качестве эквивалентной индуктивности, образующей с емкостью С последовательный колебательный контур, имеющий на частоте резонанса минимальное сопротивление. На частоте резонанса ПОС достигает максимума, и возникает генерация. Для стабилизации режима ОУ охвачен глубокой ООС по постоянному напряжению, которая, в целях выполнения условия баланса амплитуд, устраняется на частоте генерации конденсатором C₁, емкость которого выбирается из условия X_C1 = 1/2?f₀C << R.

В термостатированных кварцевых генераторах достигается нестабильность частоты порядка 10^-8% на 1°C.

Для стабилизации амплитуды генерируемых колебаний в цепях ООС генераторов используют нелинейные элементы, например, диоды (рисунок 7.29 д), либо АРУ, например, на ПТ (рисунок 7.29е).

Принцип построения генераторов прямоугольных колебаний рассмотрим на примере симметричного мультивибратора на ОУ (рисунок 7.30).

Рисунок 7.30. Симметричный мультивибратор на ОУ

Режим генерации здесь обеспечивается путем подключения к инвертирующему входу ОУ времязадающей цепи ООС (R_ООС и C₁). Предположим, что в начальный момент времени на инвертирующем входе ОУ присутствует большее положительное напряжение, чем на неинвертирующем. Тогда на выходе ОУ появится отрицательное напряжение U_вых, которое, благодаря цепи ПОС (R_ПОС и R₁), имеет нарастающий характер. Этим отрицательным U_вых теперь будет заряжаться C₁ через R_ООС. Процесс заряда C₁ будет продолжаться до тех пор, пока напряжение на инвертирующем входе ОУ станет более отрицательным, чем на ее неинвертирующем входе. Теперь на выходе ОУ появляется положительное U_вых, форсированно нарастающее под действием ПОС. Таким образом, на выходе ОУ будет формироваться последовательность симметричных двуполярных прямоугольных импульсов типа “меандр”. Времена длительности импульса и паузы в таком мультивибраторе равны t = R_ООСC₁ln(1 2R_ПОС/R₁).

“Согласовать – это значит установить соответствие между чем-нибудь, устранив разногласия, противоречия” – так написано в словаре. А ведь и вправду, в мире очень много разногласий, поэтому часто возникают конфликты на всех уровнях. Конфликты между людьми приводят к личной неприязни и даже к войнам. В природе конфликты между животными приводят к тому, что кто-то кого-то хочет скушать, а тот не желает быть съеденным. Все в этой жизни борьба за выживание. Но что будет, если все мы будем бороться за место под солнцем? Начнется хаос. Люди давно поняли, что проще жить в согласии и примирении. Это даже выгоднее ;-).

А что будет, если в электронике каждый радиоэлемент будет враждовать с другим радиоэлементом? Или каскад будет воевать с каскадом? Тогда ни одна аппаратура не заработает. Поэтому, задача электронщика не просто подобрать радиоэлементы и спаять их, но и сделать так, чтобы все они дружили друг с другом и работали единой командой, выполняя определенную функцию.

Как раз для этих целей миротворцем в радиоэлектронике является самый простой и самый часто используемый радиоэлемент – резистор. Откройте любую схему или посмотрите на любую плату и увидите множество резисторов. Но почему именно резистор считается самым распространенным радиоэлементом на платах?

Все радиоэлементы имеют какое-то свое сопротивление, и у всех оно проявляется по разному. У некоторых радиоэлементов в состоянии покоя сопротивление может быть одно, а в рабочем состоянии – совсем другое. Некоторые радиоэлементы могут менять свое значение сопротивления в зависимости от напряжения, силы тока, температуры, солнечного света и тд. Для того, чтобы согласовать работу этих различных радиоэлементов как раз используют резисторы.

Как все это происходит? Дело в том, что один радиоэлемент обладает одним сопротивлением, а другой – другим сопротивлением. Чтобы правильно их подцепить к друг другу надо сделать согласование сопротивлений. По идее любой радиоэлемент или каскад имеет так называемое входное и выходное сопротивление. Обязательно читаем про входное и выходное сопротивление, иначе вы не поймете, о чем идет речь в этой статье. Суть согласования сопротивлений состоит в том, что мы должны согласовать выходное сопротивление одного каскада с входным сопротивлением другого каскада.

Выглядеть это все будет примерно вот так:

Если вы читали статью про входное и выходное сопротивление, то наверное помните, что любой источник сигнала имеет в своем составе внутреннее сопротивление (выходное сопротивление) и источник ЭДС, а любая нагрузка обладает входным сопротивлением.

Давайте предположим, что у нас нет никакой нагрузки:

Что имеем в этом случае? Сила тока в цепи будет равняться нулю, так как у нас обрыв, а напряжение на клеммах будет равняться ЭДС. Или буквами: I_вх =0, U_вх=E. То есть в этом случае амплитуда сигнала будет такой, какой она должны быть.

Но что будет, если мы подсоединим нагрузку?

Для источника сигнала будет не айс. Ему придется поднатужиться, так как цепь стает замкнутой и в цепи начинает течь ток I_вх. Что же тогда случится с напряжением U_вх ? Оно будет больше или меньше, или вообще останется таким же? Ответ на этот вопрос прост: все зависит от входного сопротивления нагрузки R_вх . Если оно очень и очень большое, то сигнал почти не изменится. Он будет таким же, как и без нагрузки. Но если нагрузка будет обладать малым сопротивлением, в дело идет закон Ома для полной цепи: , где I – сила тока, в Амперах, E – ЭДС источника, в Вольтах, R – сопротивление нагрузки, Ом, r – внутреннее сопротивление, Ом

В нашем случае R_вых – это r, I_вх – это I, а R_вх – это R.

Так, теперь давайте будем мыслить логически. Смотрим на схему…

Что будет, если нагрузка будет обладает маленьким входным сопротивлением R_вх ?

Во-первых, увеличится сила тока в цепи I_вх.

Во-вторых, так как сила тока в цепи стала большой из-за маленького сопротивления R_вх, следовательно, увеличится падение напряжения на выходном сопротивлении R_вых .

В-третьих, так как падение напряжения на сопротивлении R_вых увеличилось, то следовательно, на сопротивлении R_вх оно уменьшилось:

С законом Ома для полной цепи не поспоришь 😉 А что такое падение напряжения на R_вх? Это и есть U_вх. Значит делаем вывод: чем низкоомнее нагрузка, тем больше будет просаживаться сигнал напряжения.

Согласование сопротивлений для оптимальной передачи напряжения

Итак, из всего выше написанного делаем выводы. Что нам требуется для того, чтобы передать сигнал напряжения в нагрузку и чтобы он не просел? Ответ однозначный – как можно более высокоомную нагрузку. В идеале, чтобы был вообще обрыв). Ну а на практике стараются сделать так, чтобы R_вх > 10R_вых . Поэтому различные приборы, такие как генератор частоты, блок питания и различные источники питания делают как можно с меньшим выходным сопротивлением. Различные замеряющие приборы типа осциллографов и мультиметров делают как можно с большим входным сопротивлением, чтобы не гасить амплитуду сигнала.

Согласование сопротивлений для оптимальной передачи тока

Смотрим внимательно на схему:

Так как мы не в состоянии поменять R_вых, то какое же надо подобрать сопротивление R_вх, чтобы сила тока в цепи была максимальной? Разумеется, как можно меньше. В идеале – ноль Ом. Этот метод согласования используется редко.

Согласование сопротивлений для оптимальной передачи мощности

Теперь вопрос ставится так: как передать максимальную мощность от источника нагрузке? Если вы не забыли, мощность выражается формулой: P=IU. Так и напрашивается ответ, что R_вх должна быть равна нулю. Но тогда у нас все напряжение упадет на R_вых ! Получается, что на сопротивлении R_вх =0 Ом у нас будет падать также 0 Вольт. То есть мощность, выделяемая на R_вх будет равна 0 Ватт.

Если поставить R_вх очень большим, то у нас сила тока в цепи будет крохотной, что в результате опять же мощность, выделяемая на R_вх будет минимальной.

Так как я не силен в дифференциалах и интегралах, за нас физики и математики уже все посчитали. Оказывается, чтобы передать максимальную мощность в нагрузку, надо чтобы выполнялось простое равенство:

Из всех трех видов согласования чаще всего используется именно согласование по напряжению. Согласование по мощности и по току следует использовать с большой осторожностью, так как в этом случае на сопротивлении R_вых будет падать большая мощность, что приведет к нагреву источника и даже к его выходу из строя.

В транзисторах, как и в любом другом электронном приборе, генерируются внутренние электрические шумы, которые, в отличие от различного рода помех и наводок, в принципе не могут быть устранены полностью. Шумы возникают вследствие дискретной природы электричества и теплового движения электронов. Они отличаются хаотичностью, то есть отсутствием регулярности во времени. Однако средняя мощность и спектральная плотность (средняя плотность распределения мощности по спектру частот) обычно являются вполне определенными величинами.

Основные типы шумов в биполярных транзисторах – это тепловые, дробовые, типа 1/f и шумы токораспределения.

1. Тепловой шум (шум Джонсона) обусловлен хаотическим движением носителей заряда в объеме полупроводника и проявляется как флуктуации напряжения на разомкнутых зажимах резистора. Среднеквадратичная эдс шума описывается формулой Найквиста , где K – постоянная Больцмана, Т – абсолютная температура, R – сопротивление, – полоса частот, в которой рассматривается шум. Очевидно, что мощность теплового шума .

На эквивалентных схемах источник шума изображается в виде идеального резистора (нешумящего) и генератора эдс шума. О величине среднеквадратичного значения эдс теплового шума в полосе частот в 1 Гц можно судить по графику рис. 8.1.

Спектральная плотность (мощность на единицу частот) не зависит от частоты вплоть до инфракрасных длин волн. Поэтому тепловой шум относят к шумам белого спектра.

2. Дробовой шум обусловлен дискретной природой электричества и проявляется как флуктуации токов через электронно-дырочные переходы. Описывается формулой Шоттки: , где q – заряд электрона, I – постоянный ток через переход, – полоса частот, в которой рассматривается шум. На схемах изображается в виде генератора тока . О величине тока дробового шума в полосе частот 1 Гц можно судить по графику рис. 8.2. Дробовой шум не зависит от частоты и относится к шумам белого спектра (белый шум).

3. Избыточные шумы или шумы типа 1/f. Название связано с плотностью мощности шума, которая зависит от частоты по закону 1/f. Другое название – фликкер-шум. Проявляется в диапазоне звуковых частот, особенно в нижней его части. Считается, что в биполярном транзисторе существует две области, являющиеся источниками избыточных шумов. Во-первых, это область пространственного заряда эмиттерного перехода. На поверхности (у поверхности) существуют уровни ловушек, которые могут на некоторое время захватывать носители заряда. Экспериментально доказано, что мощность фликкер-шума эмиттерного перехода пропорциональна плотности состояний эмиттерного перехода и растет с увеличением тока через переход. Количественно шум оценивается среднеквадратичным значением тока. Например, для электронов , где А – коэффициент, зависящий от тока эмиттера, – полоса рассматриваемых частот. является характеристикой отдельного транзистора (не типа, а экземпляра) и поэтому конкретной формой описан быть не может.

Другим источником шума является область пространственного заряда коллекторного перехода – спонтанные флуктуации поверхностной проводимости, обусловленной токами утечки. Эти флуктуации сильно зависят от состояния поверхности коллекторного переходи и растут с увеличением напряжения на переходе: . Здесь зависит от .

Эквивалентная схема транзистора в области шумов белого спектра, предложенная Джаколетто, показана на рис. 8.3. В схеме – тепловой шум базы транзистора, – тепловой шум источника сигнала, и – дробовые шумы эмиттерного и коллекторного переходов соответственно.

Шумовые свойства транзистора в целом характеризуются коэффициентом шума. Коэффициент шума определяют как отношение полной мощности шумов на выходе усилителя к мощности теплового шума генератора сигнала: или .

В последней формуле – среднеквадратичное полное шумовое напряжение на выходе транзистора.

Характерная зависимость коэффициента шума от частоты для транзисторов показана на рис. 8.4. Реальная кривая не имеет резких изломов, а наклоны участков верхних и нижних частот могут быть другими. и – граничные частоты белого шума. В области белого шума коэффициент шума через параметры транзистора выражается следующим образом: .

Область от до частоты, на которой полностью преобладает шум типа 1/f, большая. Например, для транзистора КТ312 =5000 Гц, а частота, на которой все шумы в десять раз меньше фликкер-шума, равна 50 Гц. В области высоких частот уменьшается коэффициент передачи по току транзистора – уменьшается ток коллектора и увеличивается ток базы. Ток базы – это рекомбинационный ток. А так как рекомбинация – процесс случайный, то появляются флуктуации тока и, таким образом, шум. Этот шум носит название высокочастотного или шума токораспределения. Частота, на которой удваивается (увеличивается на 3 дБ по сравнению с величиной ), называется частотой удвоения: . Из формулы следует, что с ростом статического коэффициента передачи тока базы область белого шума сужается.

Коэффициент шума не зависит от нагрузки, зависит от сопротивления генератора, от температуры и тока эмиттера (через ), от напряжения на коллекторе (шумы утечки). С уменьшением тока и напряжения уменьшается. Величину , при которой коэффициент шума минимален, можно определить по формуле: .

Минимум некритичен к отклонению от : при изменении сопротивления генератора в 2 – 3 раза меняется на 20-30 %. Типовое значение равно 0,3 – 1 кОм.

Транзисторы, имеющие , считаются малошумящими. В справочной литературе по таким транзисторам приводится максимально допустимое значение коэффициента шума. Определить пригодность транзистора для работы в малошумящем усилителе в области высоких частот можно следующим образом. На выбранной высокой частоте f рассчитывают . Вычисляют при . Сравнивают его с заданным по техническому заданию, и если он меньше, то необходимо еще вычислить частоту удвоения при . Если , то такой транзистор можно ставить в схему. В области низких частот подбор транзистора желательно осуществлять таким образом, чтобы нижняя граничная частота белого шума была меньше нижней граничной частоты амплитудно-частотной характеристики усилителя.

Несколько практических замечаний.

Все усилительные элементы электронных устройств вносят вклад в общий шум, но основное значение обычно имеет шум первого каскада, так как он усиливается всеми последующими каскадами. Поэтому собственные шумы многокаскадных усилителей можно считать равными сумме тепловых шумов входной цепи и шумов первого усилительного каскада. Отсюда и метод борьбы – подбор малошумящих транзисторов в первом каскаде.

Еще меньшими шумами по сравнению с биполярными транзисторами обладают полевые транзисторы с управляющим переходом. Они имеют только тепловой шум канала. Однако это справедливо лишь при больших сопротивлениях источника сигнала. Это касается и ламповых усилителей. Биполярные лучше работают с низкоомными генераторами.

Если учесть, что шумы зависят от тока эмиттера (коллектора) и напряжения на коллекторе, то второй путь борьбы с шумами – уменьшение и микрорежим по току. При работе на микротоках практически все биполярные транзисторы становятся малошумящими.

Так как коэффициент шума зависит от температуры, то следует избегать нагрева малошумящих каскадов, не располагать их рядом с мощными каскадами.

Большое значение обратного тока коллектора говорит о большой плотности поверхностных состояний перехода, которые случайным образом могут захватывать носители заряда, летящие через p–n-переход, случайным образом отдавать их и, таким образом, давать флуктуации тока через переход, то есть шум. Как правило, транзисторы с малым имеют и малые значения .

Все схемы включения транзистора – ОБ, ОЭ, ОК, имеют практически одинаковые шумовые свойства.

Так как коэффициент шума зависит от тока, то оптимальный ток по шумам, как правило, не совпадает с оптимальным током по режиму транзистора. Вспомнимте, как резко уменьшается при токах менее 1 мА. Поэтому при конструировании малошумящих каскадов предпочтение отдается обеспечению малого коэффициента шума.

С другой стороны, схема, оптимальная по с точки зрения шумов, не является оптимальной с точки зрения согласования сопротивлений источника сигнала и усилителя. В этом случае основной задачей остается обеспечение малого уровня шумов. Все остальные характеристики можно наверстать с помощью последующих каскадов.

О борьбе с шумами не только транзисторов, но и в электронике вообще, можно найти в книге – Отт Г. Методы подавления шумов и помех в электронных системах. / Пер. с англ. М.: Мир, 1979.

Принято считать, что разработка высокочастотных усилителей — занятие гораздо более сложное, чем разработка усилителей низкочастотных. Действительно, ведь при этом приходится учитывать гораздо большее количество разнообразных электромагнитных эффектов и процессов в цепях. Но зачастую оказывается, что реальное схемотехническое воплощение такого усилителя достаточно редко отходит от некоторой шаблонной структуры. Дело здесь в том, что при проектировании высокочастотных усилителей стремятся в первую очередь не увеличивать выходную мощность при минимизации линейных и нелинейных искажений, а достичь максимальной чувствительности и высокой устойчивости каскада в широком частотном диапазоне, т.е. требования к высокочастотным усилителям обычно сильно отличаются от требований к усилителям низкочастотным.

Типичная структура высокочастотного усилителя представляет собой последовательное соединение трех звеньев: входного согласующего звена (это обычно довольно простые LCLC-цепочки, вносящие минимальные потери, обеспечивающие согласование с предшествующим каскадом и грубо формирующие частотную характеристику), основного усилительного звена (транзистор, включенный с ОЭ, ОБ или ОК, возможно с внутрикаскадной ООС, обеспечивающей устойчивость и широкий динамический диапазон в широком спектре частот), выходного фильтра, окончательно формирующего частотную характеристику каскада и обеспечивающего согласование на его выходе (здесь могут использоваться достаточно сложные LCLC-фильтры, фильтры на ПАВ, пьезокерамические, кварцевые фильтры и т.п.). Межкаскадные связи в высокочастотных усилителях обычно выполняются с помощью емкостей, связанных индуктивностей или высокочастотных широкополосных трансформаторов (здесь мы намеренно опускаем вопросы проектирования интегральных усилителей, это совершенно отдельная тема, и о ней будет сказано позднее). Рассмотрим по порядку причины, которые так жестко регламентируют описанную структуру усилительного каскада.

Различные схемы включения транзистора (ОЭ, ОБ, ОК) обладают различными входными и выходными параметрами (какими именно, мы будем анализировать позднее). Для высокочастотных усилителей вопросы согласования каскадов по входу и выходу оказываются важны (по мере роста частоты все важнее, а для усилителей диапазона СВЧ вообще обязательны). Отсутствие согласования приводит к росту искажений сигнала, его переотражению обратно на вход предшествующего каскада, за счет чего уменьшается общий коэффициент усиления схемы, а главное — к росту неустойчивости схемы, что может привести к ее самовозбуждению. Чтобы избежать всех этих эффектов, при проектировании высокочастотных схем принимаются специальные меры по согласованию импедансов, т.е. выходной импеданс первого каскада должен быть равен (или, в крайнем случае, должен быть ниже) входному импедансу последующего каскада (заметим, что для низкочастотных усилителей, учитывая необходимость повышения КПД, мы обычно стремимся, чтобы входной импеданс усилительного каскада был гораздо выше выходного импеданса предшествующего каскада). Именно для согласования импедансов на входе высокочастотного каскада приходится включать специальные цепочки. Заметим также, что включать слишком сложные, вносящие достаточно высокие потери фильтры на входе высокочастотных усилительных каскадов (если только это не оконечные каскады) не принято. И без того довольно слабый высокочастотный сигнал может просто затеряться в шумах после прохождения таких фильтров.

Следующей отличительной чертой высокочастотных усилительных каскадов является достаточно умеренное использование в них цепей обратной связи. Дело в том, что на высоких частотах бывает довольно трудно обеспечить устойчивость схем с обратными связями. На одной частоте такая связь может действовать как отрицательная, а на другой — как положительная. Исключение составляют некоторые специальные хорошо изученные и просчитанные виды внутрикаскадных отрицательных обратных связей (обычно имеющие реактивный характер), параметры которых остаются более или менее стабильными в широком частотном диапазоне. Эти требования несколько облегчаются для узкополосных усилителей, в которых рабочий диапазон частот достаточно узок, и, соответственно, параметры различных цепей оказываются более предсказуемыми. Часто встречаются обратные связи, обеспечивающие автоматическую регулировку коэффициента усиления высокочастотных каскадов, поскольку уровень входного высокочастотного сигнала может меняться в очень широких пределах. Однако важнейшей задачей при проектировании высокочастотных усилителей является обратная задача — устранение всех возможных цепей обратной связи в рабочем диапазоне частот (здесь уместно вспомнить конденсатор, включаемый параллельно сопротивлению в цепи эмиттера, как показано на рис. 3.21, 3.24). По мере повышения частоты эта задача становится все более трудоемкой, поскольку высокочастотные сигналы постоянно пытаются проникнуть туда, куда не надо, пользуясь при этом паразитными емкостями монтажа, внутренними токами утечки транзисторов, электромагнитным излучением соединительных проводников, индуктивностей и других компонентов схемы. С этими явлениями борются в первую очередь оптимизацией размещения компонентов при монтаже, разнообразными экранирующими перегородками, минимизацией размеров самих элементов и применением элементов с лучшими высокочастотными свойствами.

Напрашивается простой вопрос: а зачем необходимо так старательно контролировать все возможные цепи обратной связи? Дело в том, что наличие или отсутствие таких цепей оказывает определяющее воздействие на устойчивость усилителя. Существует целая теория устойчивости, позволяющая предсказывать поведение самых разнообразных схем. Основной проблемой здесь является то, что схема, вроде бы нормально работающая при тестовых испытаниях, когда на нее подается чистый полезный сигнал, может оказаться легковозбудимой вне рабочей полосы усиления, т.е. в реальном устройстве, где всегда имеются некоторые помехи и нежелательные продукты интермодуляции, действующие вне рабочей полосы, такая схема работать не сможет. Потеря устойчивости вызывает значительные нелинейные искажения сигнала, а в пределе схема может самовозбудиться, превратившись из усилителя в генератор. Не следует думать, что данная проблема отсутствует в низкочастотных усилителях. Но там она оказывается гораздо более предсказуемой и управляемой, так что не вызывает очень уж серьезных затруднений при проектировании усилителей. А вот в высокочастотных усилителях неконтролируемое самовозбуждение может проявляться даже в тщательно просчитанных и профессионально собранных схемах.

Различные проблемы в каскадах усиления высокой частоты приводят к тому, что общий коэффициент усиления таких каскадов оказывается гораздо ниже коэффициента усиления аналогичных низкочастотных схем. Дополнительную проблему создают многочисленные фильтры, которые формируют частотную характеристику усилителя, но при этом также существенно ослабляют и полезный сигнал. Таким образом, для обеспечения достаточно высокого усиления на высокой частоте приходится строить многокаскадные усилители с числом каскадов, существенно превышающим то, что мы привыкли видеть в низкочастотных схемах.

В общем случае нет какой-либо универсальной методики построения схем высокочастотных усилителей, а приведенная выше структура — это лишь некий среднестатистический вариант, который может существенно изменяться в случае необходимости. Имеет смысл выделить два широких класса усилителей: широкополосные (к ним относятся и апериодические) и узкополосные (к ним относятся и резонансные) усилители.

Узкополосные усилители. Структурная схема узкополосного высокочастотного усилителя включает все стандартные звенья, описанные выше. Но кроме этого в состав узкополосного усилителя могут входить дополнительные пассивные цепи, предназначенные для формирования требуемой полосы пропускания и обеспечения устойчивости усилителя за пределами рабочей полосы частот (стабилизирующие цепи).

Проблема формирования полосы пропускания является очень важной при разработке узкополосных усилителей, поскольку высокочастотные транзисторы активны в широкой полосе частот. Сформировать требуемую полосу пропускания можно, например, с помощью фильтра сосредоточенной селекции (ФСС), включенного на входе или выходе транзистора. ФСС на входе ослабляет действие помех, предотвращает нелинейные искажения, обусловленные их взаимодействием с сигналом (интермодуляционные искажения), и тем самым повышает помехоустойчивость усилителя. Однако фильтр, включенный на входе, вносит в усилитель дополнительные потери и увеличивает его коэффициент шума. Потери фильтра на центральной частоте полосы пропускания тем больше, чем полоса уже. К ФСС на входе предъявляются более жесткие требования, чем к фильтру, включенному на выходе транзистора. Другой возможный способ формирования полосы пропускания — с помощью резонансных звеньев, включаемых последовательно с транзистором или в цепи обратной связи. Резонансные усилители имеют узкую полосу пропускания и высокий коэффициент усиления. Их основной отрицательной чертой является меньшая по сравнению с широкополосными каскадами устойчивость. За пределами рабочей полосы частот в области потенциальной неустойчивости усилитель может возбудиться помехами и продуктами интермодуляции. Для предотвращения этого в схемы узкополосных усилителей вводят стабилизирующие цепи с потерями, которые не оказывают влияния на работу каскада в рабочей полосе частот, но шунтируют цепи протекания сигнала в областях потенциальной неустойчивости.

Отметим, что такие функции, как согласование импедансов, формирование полосы пропускания и обеспечение устойчивости усилителя, не обязательно должны выполняться различными пассивными цепями — одна цепь может использоваться для выполнения сразу нескольких функций.

Широкополосные усилители. При проектировании широкополосных усилителей следует учитывать то обстоятельство, что коэффициент усиления при любом включении транзистора уменьшается с ростом частоты, поэтому расчет таких усилителей и согласование нагрузок обычно производят не на центральной, а на верхней частоте рабочего диапазона (в качестве согласующих цепей в таких усилителях часто используют широкополосные трансформаторы). Избыточное усиление, проявляющееся на нижних частотах диапазона, устраняют так называемыми выравнивающими цепями. Последние могут быть выполнены в виде реактивных или диссипативных цепей (простейший пример выравнивающей цепи — обыкновенный конденсатор, включенный последовательно в цепь протекания сигнала; на верхней частоте рабочего диапазона его сопротивление оказывается ниже сопротивления на нижней частоте, т.е. низкочастотные сигналы при протекании через такую цепь будут подавляться в большей мере, чем сигналы высокочастотные).

В усилителях с реактивными выравнивающими цепями корректировка коэффициента усиления в полосе пропускания осуществляется за счет рассогласования (увеличения коэффициента отражения) на входе усилителя с понижением частоты. Однако при сильном рассогласовании усилители могут самовозбуждаться. В этом случае предпочтительным оказывается использование диссипативных цепей.

При использовании диссипативных выравнивающих цепей избыточное усиление компенсируется в поглощающих элементах цепей, затухание которых возрастает с уменьшением частоты (вспомним пример с конденсатором, хотя сам по себе одиночный конденсатор и нельзя считать диссипативной цепью, но принцип очень похож). Коэффициенты отражения от входа и выхода при этом получаются малыми. Диссипативные выравнивающие цепи одновременно могут использоваться и в качестве стабилизирующих, т.е. для подавления усиления за пределами полосы пропускания, хотя эти функции могут выполняться и разными цепями.

Что касается схем включения биполярных транзисторов в высокочастотных усилителях, то и они также во многом зависят от назначения усилителя.

В малошумящих усилителях входных трактов высокочувствительной аппаратуры предпочтение отдается схемам с ОЭ и с ОБ. Схемы с ОЭ безусловно устойчивы в широкой полосе частот и имеют очень большой динамический диапазон, что делает их практически незаменимыми в многокаскадных схемах усиления промежуточной частоты. Схемы с ОБ в большей части частотного дипазона, как правило, потенциально неустойчивы. Для преодоления этого недостатка такие схемы должны охватываться достаточно глубокой внутрикаскадной ООС. Но, с другой стороны, усилители на транзисторах во включении с ОБ обладают лучшими шумовыми свойствами (что предопределяет их более высокую чувствительность), в них может быть получено значительно большее усиление, чем в схемах с ОЭ, причем коэффициент усиления в каскадах с ОБ довольно слабо зависит от частоты. Увеличение усиления связано с сужением полосы пропускания и уменьшением запаса устойчивости усилителя. Кроме того, большие коэффициенты усиления могут быть реализованы лишь при больших сопротивлениях нагрузки, а это затрудняет создание согласующих цепей. Широкополосные усилители, учитывая проблемы с устойчивостью схемы с ОБ, обычно строят по схеме с ОЭ, а узкополосные — как по схеме с ОЭ, так и по схеме с ОБ, причем транзисторы во включении с ОБ позволяют получать значительно более узкие полосы пропускания. Каскад с ОК может применяться в усилителях мощности, его свойства на высоких частотах во многом похожи на свойства каскада с ОЭ, однако из-за присутствия глубокой ООС на практике каскады с ОК оказываются несколько более высокочастотными, чем аналогичные каскады с ОЭ.

Любой переходный процесс в электрической системе (в нормальных или аварийных условиях) обусловливает изменения электромагнитного состояния элементов системы и нарушение баланса между моментом на валу каждой вращающейся машины и электромагнитным моментом. Однако, при относительно небольших возмущениях весь переходный процесс практически можно рассматривать как электромагнитный, т.е. сложный переходный процесс можно разложить на две составляющие-электромагнитную и электромеханическую.

В большинстве случаев электромагнитные переходные процессы в электрической системе обусловлены коротким замыканием (КЗ) в системе, под которым понимают всякое, не предусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленными нейтралями (или четырехпроводных) – также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).

Отметим, что в системах с изолированной нейтралью или с заземлением нейтрали через специальное компенсирующее устройство, замыкание одной из фаз на землю называют простым замыканием (прохождение тока обусловлено, главным образом, емкостью фаз относительно земли).

Если переходное сопротивление в месте короткого замыкания мало, то КЗ называют металлическим. Во всех остальных случаях переходное сопротивление определяется, в основном, сопротивлением электрической дуги (особенно при междуфазных КЗ) равным десяткам или сотням Ом (соответственно в начале замыкания и с развитием переходного процесса).

При анализе обычно рассматривают наихудший случай, то есть металлические КЗ, так как величина тока в этом случае максимально возможная. Кроме того, переходные процессы в электрических системах также могут быть вызваны:

– включением и отключением двигателей и других приемников энергии;

– повторным включением и отключением КЗ цепи;

– возникновением местной несимметрии в системе (например, отключение одной фазы линии передачи);

– действием форсировки возбуждения синхронных машин, а также их развозбуждением (гашением их магнитного тока);

– несинхронным включением синхронных машин.

В трехфазных системах с заземленной нейтралью различают замыкания трехфазное, двухфазное, однофазное и двухфазное на землю (КЗ между фазами с одновременным КЗ этой же точки на землю).

Для трехфазных сетей с глухо-заземленной нейтралью по статистике на первом месте однофазные КЗ (буквенный код – К ⁽¹⁾) – 65 %, на втором двухфазное на землю – 20 %. Трехфазные замыкания бывают очень редко и по сути является симметричными, а остальные несимметричными. Это обстоятельство используют при анализе переходных процессов с использованием метода симметричных составляющих любого несимметричного замыкания.

Отметим, что процесс включения любого трехфазного приемника, по существу, можно рассматривать как трехфазное КЗ за некоторым сопротивлением. Необходимо также помнить, что первоначальный вид КЗ может перейти в другие (например однофазное КЗ на землю в кабеле переходит в трехфазное КЗ вследствие разрушения изоляции).

Различают поперечную несимметрию, к которой относят несимметричные короткие замыкания и несимметричные нагрузки, и продольную несимметрию, которая обусловлена нарушением симметрии какого-либо промежуточного звена трехфазной цепи (например, одной фазы линии передачи). Все виды повреждений, сопровождающихся многократной несимметрией, называют сложными.

Короткие замыкания носят случайный характер. Однако иногда создаются преднамеренные короткие замыкания на понижающих подстанциях при помощи короткозамыкателей с целью быстрых отключений ранее возникших повреждений.

Выключатели переменного тока высокого напряжения по отключающей способности характеризуются двумя величинами, соответствующими моменту расхождения дугогасительных контактов:

а) эффективным значением периодической слагающей тока (симметричным током);

б) апериодической слагающей тока или ее относительным содержанием.

Эти величины зависят от наименьшего возможного для данного выключателя времени τ от момента возникновения КЗ до размыкания дугогасительных контактов и определяется приводимой в указанном стандарте кривой . При этом время τ принимается равным собственному времени отключения выключателя с добавлением 0,01с для выключателей, которые отключаются от встроенных реле. Суммарное время с.

Необходимо также чтобы номинальный ток отключения и номинальное относительное содержание апериодической слагающей не были превышены. Поскольку за столь короткий промежуток времени (до 0,1с) изменение тока происходит только за счет затухания сверхпереходного тока , то в произвольный момент справедливо соотношение: , где – коэффициент, характеризующий затухание периодической слагающей тока

Для определения используются кривые где X – суммарная реактивность, по которой производился подсчет тока (см. рис. 25). Эта реактивность выражается в относительных единицах при суммарной мощности участвующих генераторов. При затухающем периодической слагающей за время 0,1с можно пренебречь.

При вычислении тока можно считать приведенные э.д.с. всех генераторов одинаковыми и использовать формулу: . При наличии в схеме источника бесконечной мощности для вычисления тока КЗ посылаемого им к месту КЗ следует предварительно определить взаимную реактивность между этим источником и точкой КЗ (при Х=0) схемы относительно точки КЗ и определить , а затем искомое значение Последнее также можно найти при помощи кривых рис. 26, где – коэффициент затухания апериодической слагающей, который определяется по формуле: Таким образом

При наличии в схеме независимых радиальных ветвей, значение в месте КЗ следует для большей точности находить, суммируя эти слагающие отдельных ветвей .

Для определения эквивалентной постоянной времени можно использовать график рис. 27.

Искомый ток выражается отношением напряжения источника к найденной взаимной реактивности. При определении апериодической слагающей в сложной схеме необходимо помимо уже найденной реактивности найти результирующее активное сопротивление .

В дальнейшем принимаем, что несимметрия возникает только в одном месте системы, а остальная часть системы остается строго симметричной.

Анализ несимметричных переходных процессов затруднен из-за наличия пульсирующего магнитного поля ротора и связанных с ним гармоник. Суть процесса в следующем. Пусть по одной или двум фазам явно полной СМ без демпферных обмоток протекает ток синхронной частоты f, который создает неподвижный в пространстве пульсирующий магнитный поток, как это показано на рис.30. Этот поток Ф(f) разложим на два потока вращающихся с частотой ω в противоположные стороны. Поток, не совпадающий с направлением вращения ротора создает в обмотке возбуждения ЭДС удвоенной частоты (т.к. ротор вращается с частотой ω и один из потоков оказывается неподвижным по отношению к ротору). Обусловленный этой ЭДС ток удвоенной частоты создает пульсирующий поток удвоенной частоты. Разложение его на два потока, вращающихся с частотой в противоположные стороны. При этом поток вращающийся в противоположную ротору сторону, оказывается неподвижным по отношению к ротору, а второй вращается с частотой в сторону вращения ротора и наводит в обмотке статора ЭДС тройной синхронной частоты 3f. В результате ток тройной частоты создает пульсирующий поток тройной частоты. Анализируя подробно процесс убеждаемся, что каждая нечетная гармоника однофазного переменного тока статора вызывает очередную четную гармонику в обмотке возбуждения, а каждая четная гармоника в обмотке возбуждения вызывает следующую нечетную гармонику тока статора.

При наличии демпферной обмотки в поперечной оси ротора, ротор (теоретически) оказывается симметричным в магнитном смысле, магнитное поле вращается, а, высшие гармонические не создаются. Однако практически ротор СМ не обладает такой симметрией, поэтому при любом несимметричном режиме СМ возникают высшие гармоники. Наличие демпферной обмотке только в продольной оси еще более усиливает несимметрию ротора, и только при наличии демпферных обмоток в обеих осях ротора достигается почти полная его симметрия.

Анализ несимметричных процессов значительно упрощается при использовании метода симметричных составляющих. Так как симметричные составляющие токов любой несимметричной системы связаны законом Ома с симметричными составляющими напряжений только одноименной последовательности, то симметричная составляющая падения напряжения на элементе, обладающем по отношению к симметричным составляющим токов прямой обратной и нулевой последовательностей соответственно сопротивлениями и будут

Комплексная форма записи справедлива не только для стационарного режима, но также и для переходного режима, поскольку токи и напряжения при переходном процессе можно представить проекциями на соответствующую ось вращающихся, а также неподвижных векторов. При этом уравнения могут быть представлены в операторном виде. Однако, из-за наличия высших гармоник в явнополюсных СМ при несимметричных режимах в подавляющем большинстве практических расчетов несимметричных переходных процессов обычно довольствуются учетом лишь основной гармоники токов и напряжений.

Именно только при таком ограничении представляется возможным применить метод симметричных составляющих в его обычной форме, характеризуя для этого СМ в схеме обратной последовательности соответствующей реактивностью

При анализе несимметричных режимов принимаем, что устройства АРВ СМ включены через фильтры прямой последовательности.

С учетом изложенного основные уравнения Кирхгофа для произвольного несимметричного короткого замыкания имеют вид:

где – симметричные составляющие напряжения и тока в месте короткого замыкания; – соответственно результирующая ЭДС и сопротивления схем соответствующих последовательностей относительно точки короткого замыкания.

Для определения искомых переменных эти три уравнения дополняют тремя уравнениями из граничных условий.

Ток нулевой последовательности воздушной линии возвращается через землю, т.е. по линии “провод-земля”. При этом плотность тока в земле наибольшая под проводом, как это показано на рис. 36.

Индуктивность линии “провод-земля” определяется как индуктивность эквивалентной двухпроводной линии с расстоянием между проводами D_з, которое называют эквивалентной глубиной возврата тока через землю: (м), где f – частота тока, Гц; λ– удельная проводимость земли 1/Ом см.

При f=50 Гц и λ= 1/Ом×см величина D_З=935 м. При отсутствии данных о проводимости земли принимают D_З=1000 м. Тогда индуктивное сопротивление “провод-земля” можно определить по формуле для двухпроводной линии: Ом/км где r_э – эквивалентный радиус провода, значения которого составляют: для витых медных проводников в зависимости от числа прядей ; для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов марки А, АС, АСО, АСУ- где r – истинный радиус провода. Для линии с расщепленными проводами вместо берут средний геометрический радиус системы проводов одной фазы: , где n– число проводов в фазе; = среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы.

Активное сопротивление линии “провод-земля” где – активное сопротивление провода; – учитывает потерю активной мощности в земле от протекающего в ней тока.

Величина r_з приближенно определяется по формуле Ом/км которое при f=50 Гц дает r_з=0,005 Ом/км. Сопротивление взаимной индуктивности между двумя параллельными линиями “провод-земля” с расстоянием d между осями проводов (при d<<D_з) определяется по формуле: Ом/км, где активная составляющая соответствует потере активной мощности, возникающей от протекания тока в земле. Для трехфазной дноцепной линии с полным циклом транспозиции проводов значение сопротивления взаимной индуктивности определяют по выражению: , где – среднее геометрическое расстояние между фазными проводами фаз А, В, С.

Сопротивление нулевой последовательности одноцепной трехфазной линии можно определить по формуле:

, где – средний геометрический радиус системы трех проводов линии.

При эффективном значении тока прямой последовательности в 1А, получим: (т.е. при ).

Из изложенного следует, что взаимоиндукция с другими фазами уменьшает сопротивление фазы для токов прямой (обратной) последовательности и увеличивает его для токов нулевой последовательности. Из приведенных выше соотношений следует: .

По каждой цепи двухцепной линии токи нулевой последовательности протекают в одном направлении, поэтому каждой из двух цепей увеличивается за счет взаимоиндукции.

Сопротивление нулевой последовательности двухцепной линии определяют по известной схеме замещения двух магнитосвязанных цепей, как показано на рис. 37. При идентичности параллельных цепей сопротивление нулевой последовательности каждой из них будет: а сопротивление на фазу двухцепной линии: .

Рис. 37. Двухцепная линия передачи а) и ее схема замещения б) нулевой последовательности.

Сопротивление нулевой последовательности двухцепной линии определяют по известной схеме замещения двух магнитосвязанных цепей, как показано на рис. 37. При идентичности параллельных цепей сопротивление нулевой последовательности каждой из них будет: а сопротивление на фазу двухцепной линии:

Наиболее сильно увеличение сопротивления нулевой последовательности вследствие взаимоиндукции сказывается при расположении обеих цепей на одной опоре. Если расстояние между цепями порядка 400¸500 м, то увеличение не превышает 10 %.

При наличии грозозащитного троса заземленного на каждой опоре индуктивное сопротивление нулевой последовательности линии снижается, а активное сопротивление нулевой последовательности сильно зависит от электрических параметров троса. Одноцепная линия с заземленным тросом и ее схема замещения показана на рис. 38. Сумма токов в тросе и земле образуют ток в нейтрали, равной утроенному току нулевой последовательности в фазе линии. Тогда токи

нулевой последовательности в тросе и земле будут: .

Для троса, как независимой однопроводной линии “провод-земля” можно записать: ;

Чтобы учесть влияние токов всех фаз линии эти составляющие необходимо увеличить в 3 раза, что при f=50 Гц даёт: Ом/км, где – активное сопротивление троса; – эквивалентный радиус троса. Сопротивление взаимоиндукции нулевой последовательности между проводом линии и тросом:

Рис. 38. Одноцепная линия с заземленным тросом. а – исходная принципиальная схема; б – исходная однолинейная схема; в – схема замещения нулевой последовательности.

Сумма токов в тросе и земле образуют ток в нейтрали, равной утроенному току нулевой последовательности в фазе линии. Тогда токи нулевой последовательности в тросе и земле будут: .

Для троса, как независимой однопроводной линии “провод-земля” можно записать: ;

Чтобы учесть влияние токов всех фаз линии эти составляющие необходимо увеличить в 3 раза, что при f=50 Гц даёт: Ом/км, где – активное сопротивление троса; – эквивалентный радиус троса. Сопротивление взаимоиндукции нулевой последовательности между проводом линии и тросом: где (см. рис. 39).

По известным переходим от схемы (рис. 38,б) с магнитной связью между цепями к схеме замещения на рис38,в, результирующее сопротивление которой даёт искомое сопротивление нулевой последовательности с учётом заземлённых тросов:

где Векторная диаграмма для этого случая показана на рис. 40.

Рис. 39. Принцип расположения проводов и троса одноцепной линии

Рис. 40. Диаграмма сопротивления нулевой последовательности линии с заземленным тросом

Значения аргументов соответствующих сопротивлений отбраженных на рис. 40 находятся в пределах:

– при проводниках из цветных металлов

– при стальных проводниках

– при расстоянии

По схеме замещения рис. 38,в, можно установить взаимосвязь между токами: В приближённых практических расчётах в качестве средних соотношений между индуктивными сопротивлениями принимают значения указанные в табл. 6: Реактивное ёмкостное сопротивление (поперечное на 1 км) определяется по следующим выражениям:

– для прямой (обратной) последовательности без учёта вращения земли:

где r – радиус провода; – среднее геометрическое расстояние проводами фаз;

– для нулевой последовательности: Ом км. где – средний геометрический радиус систем трех проводов линии; – среднее расстояние проводов фаз А, В и С до их зеркальных отображений относительно поверхности земли; высоты подвеса проводов фаз относительно земли.

Заземленный трос заметно влияет только на емкостное сопротивление нулевой последовательности: Ом/км, где – радиус троса; – среднее геометрическое расстояние между проводами и тросом; – среднее расстояние между проводами фаз А, В, С и зеркальным отражением троса, подвешенного на высоте .

Средние значения высоты подвеса нижнего провода зависят от значения напряжения (см. табл. 7) и составляют:

Емкостное сопротивление всей линии определяется делением километрического емкостного сопротивления на полную длину линии в км.

Распределительные сети напряжением 3-35 кВ электрически удалены от источников питания (вторая или третья ступень трансформации), поэтому аварийные процессы, возникающие в таких сетях, практически мало сказываются на работе генераторов системы. Это позволяет считать, что любые нарушения режима работы распределительной сети не влияют на неизменность напряжения высшей ступени трансформации. Проводники воздушных и кабельных линий распределительных сетей имеют сравнительно малое сечение, поэтому необходимо учитывать их активное сопротивление, особенно для стальных проводов.

Распределительные сети, как правило, работают с изолированной нейтралью, или с нейтралью заземленной через большое сопротивление. Поэтому в них нет обычного однофазного короткого замыкания на землю, так как возникающие при этом токи обусловлены емкостной проводимостью сети и по величине они меньше тока однофазного короткого замыкания в сети с глухозаземленной нейтралью.

Рассмотрим процессы в трехфазной системе с изолированной нейтралью, если в начале этой линии произошло замыкание на землю фазы А как это показано на рис. 64. Распределенную емкость каждой фазы условно представим сосредоточенными емкостями в конце линии. Междуфазные емкости из-за их малого влияния на ток не учитываем. Емкостная проводимость линии распределена равномерно по ее длине, поэтому эпюра пространственного распределения тока нулевой последовательности, который составляет одну треть тока замыкания на землю в действительности выражается наклонной прямой (рис. 64,б).

Граничные условия простого замыкания на землю: ; ; .

т.е. они совпадают с граничными условиями однофазного короткого замыкания. Следовательно, все выражения, полученные выше справедливы и для этого случая.

Так как емкостные сопротивления элементов электрической системы значительно превышают их индуктивные и активные сопротивления, то, пренебрегая последними, можно считать, что величина тока практически не зависит от места замыкания в рассматриваемой электрически связанной сети и он, в силу относительной малости не влияет на величину напряжения источника. Тогда ток в месте замыкания на землю через дугу с сопротивлением будет: , где – результирующее емкостное сопротивление нулевой последовательности всех элементов (практически только воздушных и кабельных линий), электрически связанных с точкой замыкания; – среднее фазное напряжение той ступени, где рассматривается замыкание на землю.

Наибольшая величина тока замыкания на землю будет при т.е. при металлическом замыкании: , т.е. .

Приближенно величину тока замыкания на землю можно определить по формуле: где = среднее номинальное напряжение ступени, где рассматривается замыкание на землю, кВ; N – коэффициент, принимаемые для воздушных линий 350 и для кабельных – 10. l– суммарная длина воздушных или кабельных линий, электрически связанных с точкой замыкания на землю, км.При принятых допущениях симметричные составляющие напряжения за сопротивлением дуги: ; ; .

Векторные диаграммы напряжений и токов в месте простого короткого замыкания на землю показаны на рис. 65. С изменением сопротивления дуги концы векторов токов и напряжений скользят по дугам соответствующих окружностей. Треугольник линейных напряжений остается без изменений и лишь перемещается параллельно самому себе в зависимости от величины напряжения нулевой последовательности, что обуславливает практически постоянное значение тока в емкостной проводимости между фазами, как при нормальных условиях, так и при простом замыкании на землю.

Для ограничения тока простого замыкания целесообразно нейтраль трансформатора заземлить через индуктивную катушку (показано пунктиром на рис. 66,б). Индуктивность катушки выбирают так, чтобы обеспечить резонанс в цепи нулевой последовательности между индуктивностью и емкостью, что приведет к т.е. к полной компенсации тока простого замыкания на землю. Без учета реактивности трансформатора данное условие будет выполнено при

Индуктивность дугогасящей катушки может регулироваться. Обычно ток замыкания стараются снизить до величины, при которой создаются условия для самопогасания дуги, возникшей при таком замыкании. Опытом установлено, что ток замыкания на землю не должен превышать указанные значения:

при 6 кВ ……………30 А; при 10 кВ……………20 А;

при 15-20 кВ………..20 А; при 35 кВ……………10 А.

Обычно рассматривают влияние двух основных факторов меняющих свои параметры в зависимости от величины протекающего тока:

1) Изменение параметров ферромагнитных проводников.

Активное сопротивление R и внутреннее индуктивное сопротивление стального провода зависят от протекающего по нему тока и эта зависимость существенна при изменении тока в некотором диапазоне, а за пределами диапазона указанные сопротивления постоянны.

В практических расчетах коротких замыканий такие провода можно характеризовать приближенно, принимая для них при токах до 200 А постоянные расчетные параметры приведенные в табл. 10.

При токах свыше 200 А значение резко падает и суммарное индуктивное сопротивление линии, выполненной таким проводом, принимают равным 0.5 Ом/км.

2) Увеличение активного сопротивления проводников от их нагрева током короткого замыкания.

Если активное сопротивление проводника составляет значительную часть полного, то при прохождении по нему большого тока короткого замыкания нагрев проводника быстро возрастает. Последнее приводит к увеличению активного сопротивления проводника, что вызывает снижение тока. Это эффект теплового спада тока короткого замыкания (И. А. Сыромятников).

При трехфазном коротком замыкании линии, проводники которой характеризуются сечением S(м²), длиной l (м), удельным электрическим сопротивлением r_q0 (Ом/м), начальное значение периодической q₀ – начальной температурой (⁰С), индуктивным сопротивлением Х (Ом/м), начальное значение периодической слагающей тока определяется по формуле: , где – реактивность между линией и источником с напряжением .

Дифференциальное уравнение теплового баланса для данного проводника, при адиабатическом процессе нагрева (ввиду кратковременности КЗ) имеет вид: , где ; q – текущая температура; a – ТКС материала проводника при 0⁰С, 1/град; С – средняя удельная теплоемкость материала, Вт×сек/г×град; g – удельный вес материала, г/см³.

После разделения переменных и интегрирования в пределах от 0 до t и от q₀ до q получим зависимость между температурой проводника и временем его нагрева током короткого замыкания: , где .

При температуре q величина тока в проводнике составляет: , где — коэффициент, учитывающий тепловой спад тока.

Тепловой спад тока тем интенсивнее, чем больше плотность тока и продолжительность короткого замыкания, а также чем больше доля активного сопротивления в полном сопротивлении проводника.

Электрические установки напряжением до 1000 В характеризуются большой электрической удаленностью относительно источников питания, поэтому можно считать, что при коротком замыкании за понижающим трансформатором напряжение в точке сети, где он присоединен, практически остается неизменным и равным своему номинальному значению.

Для повышения достоверности расчета тока короткого замыкания в установках напряжением до 1000 В необходимо учитывать все сопротивления короткозамкнутой цепи: активные и индуктивные сопротивления проводников, сопротивления сборных шин и присоединения к ним, сопротивления трансформаторов тока, сопротивления контактных соединений – болтовых соединений шин, зажимов и разъемных контактов аппаратов, а также контакта в месте происшедшего соединения.

В виду трудности определения точных и достоверных сопротивлений контактных соединений принято (Указания по проектированию силового электрооборудования промышленных предприятий, 1966 г.) переходные сопротивления учитывать совокупно, вводя в короткозамкнутую цепь активное сопротивление, величина которого в зависимости от места короткого замыкания оценивается в пределах 0.015-0.030 Ом. Нижний предел соответствует КЗ около распределительного щита подстанции, а верхний – при КЗ непосредственно у электроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов.

Для установок с повышенной надежностью расчет токов короткого замыкания обычно делают без учета упомянутых переходных сопротивлений, но с учетом активных и индуктивных сопротивлений всех основных элементов цепи, характеристики которых приведены в таблицах «Приложение П-10» [1].

Сопротивление нулевой последовательности ориентировочно находят в следующих пределах: и .

Расчет обычно ведут в именованных единицах. В качестве средних номинальных напряжений для соответствующих ступеней трансформации рекомендуется принимать:

Для проверки аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания проводят расчет трехфазного короткого замыкания (дающего наибольшее значение тока КЗ).

Для настройки защиты от замыканий на землю (в соответствии с требованиями техники безопасности) проводят также расчет токов при однофазном коротком замыкании, чтобы выявить возможно наименьшую величину тока при этом виде замыкания.

Начальное значение периодической слагающей тока:

– трехфазного КЗ: – , кА

– однофазного КЗ: , кА

При большой величине активного сопротивления и значительной продолжительности процесса КЗ (0.2 сек и более) может уже сказаться тепловой спад тока.

Наличие трансформаторов тока в двух фазах создает местную продольную несимметрию трехфазной цепи. Для проверки этих трансформаторов тока по условиям короткого замыкания можно исходить из величины тока, которая получается при двухфазном коротком замыкании между фазами, где есть и где нет трансформатора тока: , где и – сопротивления трансформатора тока.

Статическая устойчивость – это способность системы восстанавливать исходный (или близкий к исходному режим) после малого его возмущения.

Динамическая устойчивость ­– это способность системы возвращаться в исходное (или близкое к нему) состояние после большого возмущения.

Усто́йчивость электрической системы (устойчивость электроэнергетической системы) — способность электрической системы восстанавливать исходное или практически близкое к нему состояние (режим) после возмущения, проявляющегося в отклонении значений параметров режима электрической системы от начальных значений. В электрической системе источниками электрической энергии обычно являются синхронные генераторы, связанные между собой сетью, причем роторы всех генераторов вращаются синхронно. Такой режим, называется нормальным. Он должен быть устойчив, то есть электрическая система должна возвращаться в исходное состояние после отклонений от установившегося режима. Отклонения могут быть связаны с изменением мощности нагрузки, короткими замыканиями, отключениями линий электропередачи. Устойчивость системы, как правило, уменьшается при увеличении нагрузки (мощности, отдаваемой генераторами) и понижении напряжения (росте мощности потребителей, снижении возбуждения генераторов). Для каждой электрической системы могут быть определены предельные (критические) значения величин, характеризующих предел устойчивости. Функционирование системы возможно, если обеспечен запас ее устойчивости, то есть если параметры режима работы и параметры самой системы отличаются от критических величин. Для обеспечения устойчивости электрической системы используют устройства автоматического регулирования напряжения и частоты, средства релейной защиты.

При анализе различают статическую, динамическую, результирующую устойчивость электрической системы. Статическая устойчивость характеризует устойчивость при малых возмущениях, при которых электрическая системы может рассматриваться как линейная. Изучение статической устойчивости проводится на основе методов, разработанных А.М. Ляпуновым для решения задач об устойчивости. В инженерной практике исследование устойчивости электрической системы проводят упрощенно, ориентируясь на практические критерии устойчивости, допуская положения о невозможности самораскачивания системы, о неизменности частоты электрического тока.

Динамическая устойчивость определяет поведение электрической системы после сильных возмущений, возникающих вследствие коротких замыканий, при отключении линий электропередач. При анализе динамической устойчивости система, как правило, рассматривается как нелинейная, возникает необходимость интегрировать нелинейные трансцендентные уравнения высоких порядков. Для этого применяют расчетные модели переменного тока, создают специальные алгоритмы и программы, позволяющие производить расчеты на компьютере.

Результирующая устойчивость характеризует устойчивость электрической системы при нарушении синхронизма части работающих генераторов. Последующее восстановление нормального режима работы происходит без отключения основных элементов системы. Расчеты результирующей устойчивости производятся приближенно из-за их сложности и имеют целью выявить недопустимые воздействия на оборудование, а также найти комплекс мероприятий, ведущих к ликвидации асинхронного режима работы электрической системы.

Статическая устойчивость может быть повышена использованием сильного регулирования, динамическая — форсированием возбуждения генераторов, отключением аварийных участков, применением специальных устройств торможения генераторов, отключением части генераторов и части нагрузки. Повышение результирующей устойчивости, рассматриваемое как повышение живучести электрической системы, достигается регулированием мощности, вырабатываемой выпавшими из синхронизма генераторами, автоматическим отключением части потребителей (автоматической разгрузкой электрической системы). Проблемы устойчивости электрической системы возникают при создании систем всех видов: электроэнергетических (наземных), бортовых (корабельных, авиационных).

Рассмотрим простейших случай, когда электростанция работает через двухцепную линию на шины бесконечной мощности. Условие постоянства напряжения на шинах системы (U = соnst) исключает качания генераторов приемной системы и значительно упрощает анализ динамической устойчивости.

Для выяснения принципиальных положений динамической устойчивости рассмотрим явления, возникающие при внезапном отключении одной из двух параллельных цепей электропередачи (см. рисунок 12.1), связывающей удаленную станцию с шинами неизменного напряжения.

Схема замещения в нормальном режиме (до отключения цепи) представлена на рисунке 12.2,а. Индуктивное сопротивление системы Х_с = Х_г Х_т1 0,5Х_л Х_т2 , определяет амплитуду характеристики мощности в этих условиях: .

Рисунок 12.2

При отключении одной цепи линии электропередачи индуктивное сопротивление системы получает новое значение Х_с1 = Х_г Х_т1 Х_л Х_т2 , которое больше, чем в нормальном режиме. Амплитуда характеристики мощности при отключении цепи соответственно уменьшается до значения ЕU/Х_с1.

Характеристики мощности в условиях нормального режима и при отключенной цепи показаны на рисунке 12.3.

Рисунок 12.3

Нормальному режиму соответствует кривая I, режиму после отключения – кривая II. Точка а и угол δ₀ при мощности Р₀ определяют режим работы до отключения. Точка b определяет режим работы после отключения при том же значении угла δ = δ₀ , что и в нормальном режиме.

Таким образом, в момент отключения цепи режим работы изменяется и характеризуется не точкой а, а точкой b на новой характеристике, что обусловливает внезапное уменьшение мощности генератора. Мощность турбины остается при этом неизменной и равной Р₀, так как регуляторы турбин реагируют на изменение частоты вращения агрегата, которая в момент отключения цепи сохраняет свое нормальное значение.

Неравенство мощностей, а следовательно, и моментов на валу турбины и генератора вызывает появление избыточного момента, под влиянием которого агрегат турбина – генератор начинает ускоряться. Связанный с ротором генератора вектор ЭДС начинает вращаться быстрее, чем вращающийся с неизменной синхронной скоростью ω₀ вектор напряжения шин приемной системы .

Изменение относительной скорости вращения приводит к увеличению угла δ, и на характеристики мощности генератора при отключенной цепи рабочая точка перемещается из точки b по направлению к точке с. При этом мощность генератора начинает возрастать. Однако вплоть до точки с мощность турбины все еще превышает мощность генератора и избыточный момент, хотя и уменьшается, но сохраняет свой знак, благодаря чему относительная скорость вращения непрерывно возрастает. В точке с мощность турбины и генератора вновь уравновешивают друг друга и избыточный момент равен нулю. Однако процесс не останавливается в этой точке, так как относительная скорость вращения ротора достигает здесь наибольшего значения и ротор проходит точку с по инерции.

При дальнейшем росте угла δ мощность генератора уже не превышает мощность турбины и избыточный момент изменяет свой знак. Он начинает тормозить агрегат. Относительная скорость вращения v теперь уменьшается и в некоторой точке d становится равной нулю. Это означает, что в точке d вектор ЭДС вращается с той же угловой скоростью, что и вектор напряжения и угол δ между ними больше не возрастает. Однако процесс еще не останавливается, так как вследствие неравенства мощностей турбины и генератора на валу агрегата существует избыточный момент тормозящего характера, под влиянием которого частота вращения продолжает уменьшаться, и рабочая точка, характеризующая процесс на характеристике мощности, перемещается в обратном направлении к точке с. Эту точку ротор вновь проходит по инерции, и около точки b угол достигает своего нового минимального значения, после чего вновь начинает возрастать. После ряда постепенно затухающих колебаний в точке с устанавливается новый установившийся режим с прежним значением передаваемой мощности Р₀ и новым значением угла δ_уст. Картина колебаний угла δ во времени показана на рисунке 12.4.

Возможен и другой исход процесса (см. рисунок 12.5). Торможение ротора, начиная с точки с, уменьшает относительную скорость вращения ЭДС v. Однако угол в этой фазе процесса все еще возрастает, и если он успеет достигнуть критической величины δ_кр в точке с на пересечении падающей ветви синусоиды мощности генератора с горизонталью мощности турбины Р₀ прежде, чем относительная скорость v упадет до нуля, в дальнейшем избыточный момент на валу машины становится вновь ускоряющим, скорость v начнет быстро возрастать и генератор выпадает из синхронизма (см. рисунок 12.6).

Таким образом, если в процессе качаний будет пройдена точка с^‘, то возврат к установившемуся режиму уже невозможен.

Можно сделать вывод, что, несмотря на теоретическую возможность существования нового установившегося (и статически устойчивого) режима в точке с, процесс качания машины при переходе к этому режиму может привести к выпадению машины из синхронизма. Такой характер нарушения устойчивости называется динамическим.

Основной причиной нарушений динамической устойчивости электрических систем являются обычно короткие замыкания, резко уменьшающие амплитуду характеристики мощности.

13 Лекция. Динамическая устойчивость при коротком замыкании на линии

Наиболее распространенным видом возмущений, приводящим к необходимости анализа динамической устойчивости, является короткое замыкание.

Рассмотрим сначала простейший случай работы электростанции через двухцепную линию электропередачи на шины бесконечной мощности (см. рисунок 13.1).

На рисунке 13.2 приведена упрощенная схема замещения рассматриваемой системы при нормальном режиме, представляющая собой последовательное соединение индуктивных сопротивлений элементов системы Х_с = Х_г Х_т1 0,5Х_л Х_т2 .

Характеристика мощности в нормальном режиме определяется .

Эта зависимость представлена на рисунке 13.4 (кривая I). Предположим, что в начале одной из цепей линии в точке К произошло несимметричное КЗ. Схема замещения для этого режима представлена на рисунке 13.3 а, где в точке К включено эквивалентное шунтирующее сопротивление КЗ Х_к, состоящее из сопротивлений обратной и нулевой последовательностей.

В связи с изменением конфигурации схемы вследствие КЗ при неизменной ЭДС генератора значение передаваемой системе мощности изменяется. Выражение для передаваемой мощности при КЗ можно найти с помощью простых преобразований схемы замещения для аварийного режима. Эта схема представляет собой с лучами Х_к, Х_а = Х_г Х_т1 и Х_b = 0,5Х_л Х_т2, причем для однофазного КЗ Х_к = Х₂ Х₀, для двухфазного КЗ Х_к = Х₂, а для двухфазного замыкания на землю .

После преобразования звезды в треугольник (см. рисунок 13.3 б), получим ; ; . (13.1)

Индуктивные сопротивления и , подключенные непосредственно к ЭДС Е и напряжению U, не влияют на значение активной мощности генератора в аварийном режиме и могут не учитываться.

Весь поток активной мощности генератора будет протекать через индуктивное сопротивление , связывающее ЭДС генератора с напряжением приемной системы. В этом случае характеристика мощности генератора имеет вид , (13.2) где = .

Зависимость от угла имеет синусоидальный характер, но амплитуда ее меньше, чем при нормальном режиме. Обе характеристики приведены на рисунке 13.4.

Отдаваемая генератором мощность и угол между ЭДС Е и напряжением U в нормальном режиме обозначены соответственно через Р₀ и δ₀. В момент КЗ в связи с изменением параметров схемы происходит переход с одной характеристики мощности на другую, и так как вследствие инерции ротора угол δ мгновенно измениться не может, то отдаваемая генераторами мощность уменьшается до значения Р₍₀₎, определяемого углом δ₀ на кривой II. Мощность турбины остается неизменной и равной Р₀.

В результате на валу машины возникает некоторый избыточный момент, обусловленный избытком мощности ΔР₍₀₎ = Р₀ – Р₍₀₎. Под влиянием этого момента ротор машины начинает ускоряться, увеличивая угол δ. В дальнейшем процесс протекает качественно так же, как и при внезапном отключении нагруженной линии. После нескольких колебаний с постепенно затухающей амплитудой относительное движение ротора прекратится и его положение будет определяться точкой с, являющейся точкой установившегося режима на новой характеристике мощности. Если бы ротор при первом отклонении прошел угол δ_кр, соответствующий мощности Р₀ на подающей ветви характеристики II, то избыточный момент вновь изменил бы свой знак и сделался бы снова ускоряющим. С дальнейшим увеличением угла ускоряющий момент стал бы нарастать и генератор выпал бы из синхронизма.

Приведенные на рисунке 13.4 характеристики дают возможность определить максимальное отклонение угла ротора и установить, сохраняет ли система устойчивость. Действительно, ординаты заштрихованных площадок представляют собой избыток мощности ΔР = Р₀ – Р, создающий избыточный момент того или иного знака. Избыточный момент в относительных единицах может быть принят численно равным избытку мощности, т.е ΔМ = ΔР.

В рассматриваемом случае избыточный момент сначала ускоряет вращение ротора, и работа, совершаемая в период ускорения при перемещении ротора от δ₀ до δ_уст, равна: , где – заштрихованная на рисунке 13.4 площадка abc.

Таким образом, кинетическая энергия, запасенная ротором в период его ускорения, равна площадке . Эта площадка называется площадью ускорения.

После того как ротор пройдет точку своего установившегося положения на новой характеристике мощности, избыточный момент меняет свой знак и начинает тормозить вращение ротора. Изменение кинетической энергии в период торможения при перемещении ротора от δ_уст до δ_m равно: .

Площадка называется площадь торможения.

В период торможения ротор возвращает запасенную им ранее избыточную кинетическую энергию. Когда вся запасенная ротором избыточная энергия будет израсходована, т.е когда работа торможения А_торм уравновесит работу ускорения А_уск, относительная скорость становится равной нулю, т.к кинетическая энергия пропорциональна квадрату скорости. В этот момент ротор останавливается в своем относительном движении и достигнутый им при этом угол δ_m является максимальным углом отклонения ротора машины. Таким образом, для определения угла δ_m оказывается достаточным равенство , или то же самое, . (13.3)

Уравнение (13.3) показывает, что при максимальном угле отклонения площадь торможения должна быть равна площади ускорения и, следовательно, задача сводиться к тому, чтобы найти положение точки d, удовлетворяющее этому условию (см. рисунок 13.4), что может быть сделано графически.

Максимально возможная площадь торможения равна площадке . Если бы эта площадь оказалась меньше площади ускорения , то система выпала бы из синхронизма. Отношение возможной площади торможения к площади ускорения называется коэффициентом запаса устойчивости .

Когда возможная площадь торможения получается меньше площади ускорения, иногда возможно добиться устойчивой работы, достаточно быстро отключив поврежденную цепь. Мощность, которую можно передать по второй, оставшейся в работе цепи, обычно больше мощности, передаваемой по двум цепям при КЗ. Уравнение мощности при отключении поврежденной цепи имеет следующий вид: , где .

Эта зависимость показана на рисунке 13.5 в виде кривой III. Кривые I и II представляют собой характеристики при нормальном режиме и при КЗ.

В момент КЗ передаваемая мощность падает, и ротор начинает ускоряться. Пусть в некоторой точке d происходит отключение поврежденной цепи. В момент выключения работа переходит в точку е на кривой III, и отдаваемая генераторами мощность значительно повышается. Благодаря этому максимально возможная площадь торможения получается значительно больше, чем при длительном неотключенном КЗ, и это увеличение тем больше, чем раньше происходит отключение, т.е. чем меньше угол отключения δ_отк. Таким образом, быстрая ликвидация аварий может значительно повысить устойчивость системы.

С помощью рисунка 13.5, пользуясь правилом площадей, можно графически найти предельное значение угла δ_отк, при котором нужно произвести отключение поврежденной для того, чтобы добиться устойчивой работы. Значение этого угла определяется равенством площади ускорения и максимальной возможной площади торможения.

Однако для практических целей этого недостаточно. Необходимо знать не угол δ_отк, а тот промежуток времени, в течение которого ротор успевает достигнуть этого угла, т.е так называемое предельно допустимое время отключения КЗ, которое определяется методом последовательных интервалов.

Факторы, определяющие устойчивость. Под устойчивостью работы электродвигателя понимают способность двигателя восстанавливать установившуюся частоту вращения при кратковременных возмущениях (изменениях нагрузки, напряжения питающей сети и пр.).

Рассмотрим известное из механики условие равновесия моментов, приложенных к ротору двигателя: М =M_ст Jdω₂ /dt, где М — электромагнитный момент двигателя; M_ст — статический момент нагрузки (момент сопротивления механизма, приводимого во вращение, с учетом механических потерь в двигателе); Jdω₂ /dt — динамический момент, зависящий от момента инерции вращающихся масс J и ускорения ротора dω₂ /dt.

При М = M_ст ускорение ротора dω₂ /dt = (М – M_ст )/J = 0, т. е. ротор вращается с установившейся частотой. Если М > М_ст , ротор ускоряется, а при М < М_ст– замедляется.

Устойчивость зависит от конкретных условий, при которых работает электродвигатель, в частности от формы механических характеристик двигателя и приводимого им во вращение производственного механизма.

Рис. 4.23. Механические характеристики некоторых производственных механизмов (а) и графики для определения статической устойчивости асинхронного двигателя (б)

На рис. 4.23, а для примера приведено несколько типичных механических характеристик различных производственных механизмов. Для грузоподъемных механизмов (кранов, лифтов, лебедок и т. п.) характерным является неизменность статического момента М_ст, его практическое постоянство независимо от частоты вращения (прямая 1 на рис. 4.23, а). Вентиляторы, центробежные насосы, гребные винты и прочие механизмы имеют характеристику (кривая 2), при которой нагрузочный момент М_ст резко увеличивается с ростом частоты вращения. Эту характеристику часто называют вентиляторной. Бетономешалки, шаровые мельницы и некоторые другие механизмы имеют большое трение в состоянии покоя и при малых частотах вращения, поэтому в таких механизмах с ростом частоты вращения нагрузочный момент падает (кривая 3).

Устойчивость «в малом».Рассмотрим работу асинхронного электродвигателя [механическая характеристика 1 на рис. 4.23, б], приводящего во вращение производственный механизм, у которого статический (нагрузочный) момент М_ст падает с увеличением частоты вращения (механическая характеристика 2). В этом случае условие М = М_ст выполняется в точках А и В при значениях частоты вращения п_Аи п_B. Однако в точке В двигатель не может работать устойчиво, так как при малейшем изменении момента М_ст (нагрузки) и возникающем в результате этого отклонении частоты вращения от установившегося значения появляется избыточный замедляющий или ускоряющий момент ± (М – М_ст), увеличивающий это отклонение. Например, при случайном небольшом увеличении статического момента М_ст ротор двигателя начинает замедляться, а его частота вращения п₂ – уменьшаться. При работе машины в режиме, соответствующем точке В, т. е. на участке М – П характеристики 1, это приводит к уменьшению электро­магнитного момента М, т. е. к еще большему возрастанию разности (М – М_ст). В результате ротор продолжает замедляться до полной остановки. При случайном уменьшении статического момента ротор начинает ускоряться, что приводит к дальнейшему увеличению момента М и еще большему ускорению до тех пор, пока машина не переходит в режим работы, соответствующий точке А. При работе машины в режиме, соответствующем точке А, двигатель работает устойчиво, так как при случайном увеличении момента М_ст и замедлении ротора (т. е. уменьшении частоты вращения п₂ ) электромагнитный момент М возрастает. Когда момент М станет равным новому значению М_ст, двигатель снова работает с установившейся, но несколько меньшей частотой вращения.

Таким образом, асинхронный двигатель при работе на участке С – М механической характеристики обладает свойством внутреннего саморегулирования, благодаря которому его вращающий момент автоматически регулируется по закону М = М_ст. Это регулирование осуществляется за счет увеличения или уменьшения частоты вращения ротора п₂, т. е. система регулирования является статической.

Сравнивая условия работы двигателя в точках А и В, можно сделать вывод, что работа двигателя устойчива, если с увеличением частоты вращения п₂ статический момент М_стуменьшается медленнее, чем электромагнитный момент двигателя М. Это условие представим в следующем виде: dM/dn₂ < dМ_ст /dn₂ .

Оно выполняется практически для всех механизмов с падающими характеристиками М_ст = f(n) и с характеристиками, не зависящими от частоты вращения (кривые 3 и 1 на рис. 4.23, а), если двигатель работает на участке С – М характеристики 1 (рис. 4.23,6). Следовательно, двигатель, приводящий во вращение подобные механизмы, может устойчиво работать только в диапазоне изменения скольжения 0 < s < _sкр . При s > s_кр , т.е. на участке М – П механической характеристики 1, устойчивая работа становится невозможной.

При работе электродвигателя совместно с производственным механизмом, имеющим вентиляторную характеристику (см. рис. 4.23, а), устойчивая работа возможна и на участке М – Пмеханической характеристики 1, т. е. при S > S_кp . Однако допускать работу при скольжениях, больших критического, не следует, так как при этом резко уменьшается КПД двигателя, а потери мощности в его обмотках становятся настолько большими, что могут в короткое время вывести двигатель из строя.

Устойчивость «в большом». Практически условие (4.54) является необходимым, но недостаточным. В эксплуатации возможны не только кратковременные небольшие изменения М_ст, но и существенные увеличения нагрузочного момента при резких изменениях режима работы. Когда двигатель работает при скольжении, меньшем s_кp , но близком к нему, случайная перегрузка двигателя может привести к его остановке при Мст > M_max. Поэтому максимальный момент иногда называют опрокидывающим моментом.

При больших перегрузках устойчивость работы двигателя обеспечивают путем выбора номинального момента М_ном < M_max . Отношение k_м = M_max /М_ном , называемое перегрузочной способностью, регламентируется ГОСТом. Перегрузочная способность для различных двигателей различна: k_м = 1,7 ÷ 3,5. Большие значения имеют двигатели, предназначенные для работы с большими перегрузками, — крановые, металлургические и т. п. Рис. 4.24. Механические характеристики асинхронного двигателя при различных напряжениях

Увеличение перегрузочной способности асинхронного двигателя ведет к возрастанию его габаритов и массы или к снижению энергетических показателей. Из формулы (4.48) видно, что значение максимального момента приблизительно обратно пропорционально индуктивным сопротивлениям Х₁ Х‘₂ обмоток. Для увеличения перегрузочной способности двигателя следует уменьшать эти сопротивления, т. е. числа витков обмоток статора и ротора. А это приводит к возрастанию магнитного потока (а следовательно, к увеличению сечения магнитопровода) и тока холостого хода. Поэтому двигатели с повышенным значением k_м имеют большие габариты и массу, а ток холостого хода у них достигает 40 – 60% от номинального.

Большое значение для обеспечения устойчивой работы асинхронных двигателей имеет качество электроснабжения. Вращающий момент асинхронного двигателя зависит от квадрата питающего напряжения [см. (4.56) и (4.48)]. Поэтому даже незначительное уменьшение напряжения влияет на максимальный момент, а значительное уменьшение может вызвать остановку двигателя.

На рис. 4.24, а и б для примера приведены механические характеристики асинхронного двигателя при номинальном напряжении U_l = U_ном (кривая 1) и напряжении U_l = 0,7U_ном (кривая 2). Во втором случае электромагнитный момент уменьшается примерно в два раза, и работа двигателя при номинальной нагрузке становится невозможной. ГОСТом установлено, что длительное изменение напряжения в электрических сетях, питающих силовое оборудование, не должно отличаться от номинального более чем на – 5% и 10%.