Министерство образования и науки Республики Казахстан Павлодарский государственный университет им. С.Торайгырова

Министерство образования и науки Республики Казахстан
Павлодарский государственный университет
им. С.Торайгырова
Колледж
Г.А. Бархатова
ВОПРОСЫ И ОТВЕТЫ ПО
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И
ПОДСТАНЦИЙ
Учебное пособие
для студентов энергетических специальностей
Павлодар
Кереку
2009
Г.А. Бархатова
ВОПРОСЫ И ОТВЕТЫ ПО
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И
ПОДСТАНЦИЙ
Учебное пособие
для студентов энергетических специальностей
Павлодар
1
УДК 621. 311(075.8)
ББК 31. 277.1
Б 26
Рекомендовано к изданию учебно-методическим советом
колледжа ПГУ им. С. Торайгырова
Рецензент:
Кургузова Л.И. – кандидат технических наук, доцент кафедры
«Электроэнергетики».
Бархатова Г.А.
Б26 Вопросы и ответы по электрооборудованию станций и
подстанций : учебное пособие для студентов энергетических
специальностей / Г.А. Бархатова. – Павлодар : Кереку, 2009. –
45 с.
В учебном пособии приводятся вопросы и краткие ответы по
семи темам программы курса «Электрооборудование электрических
станций и подстанций».
Учебное пособие рекомендуется студентам энергетических
специальностей.
УДК 621.311(075.8)
ББК 31.277.1
© Бархатова Г.А., 2009
© ПГУ им. С. Торайгырова, 2009
2
Введение
Настоящее учебное пособие рассчитано на учащихся дневного и
заочного обучения. Успешное освоение любого специального
предмета опирается на самостоятельную углубленную работу
учащегося с учебной литературой. Вопросы к той или иной теме
предмета вычленяют главное, на что учащийся должен обратить
внимание и проверить себя насколько разобрался и запомнил
материал. Если возникнут затруднения с ответом, то следует
обратиться к кратким ответам, приведенным в пособии.
Несколько слов о структуре пособия. Каждая из семи глав его
представляет один из традиционных разделов курса по
электрооборудованию электрических станций и подстанций – типы
электрических станций, основное электрооборудование; расчет токов
короткого замыкания и выбор токоведущих частей; конструкции и
выбор электрических аппаратов; схемы электрических соединений
станций и подстанций; конструкции распределительных устройств;
вспомогательные устройства. В восьмой главе приведены краткие
ответы. Рекомендуется обратиться к ним только после попытки
самому найти правильный ответ на поставленный вопрос, используя
рекомендованную литературу.
3
1 Вопросы к теме «Типы электрических станций»
1.1 Какой путь проходит топливо от склада до топки котла?
1.2 Какие механизмы обслуживают цикл воздуха и дымовых
газов, через какие элементы проходят воздух и газы?
1.3 Охарактеризовать путь пара на конденсационной станции.
1.4 Как
осуществляется
регенеративный
подогрев
питательной воды?
1.5 Через какие элементы на РЭС электроэнергия от
генератора передается к потребителю?
1.6 В
чем
состоит
принципиальное
отличие
в
технологической схеме РЭС и ТЭЦ?
1.7 Какие изменения на ТЭЦ имеют место в цикле пара?
1.8 Чем отличается цикл воды на ТЭЦ?
1.9 Каково принципиальное различие в электрической части
между РЭС и ТЭЦ?
1.10 Какие основные сооружения являются характерными для
станций типа РЭС и ТЭЦ?
1.11 Что представляет годовой график по продолжительности
нагрузок? Каково его назначение и как строится такой проектный
график при наличии всего двух исходных суточных графиков –
зимнего и летнего?
1.12 Что такое Тмакс? Как определить его по годовому графику
по продолжительности нагрузок или аналитическим путем без
построения годового графика?
2 Вопросы к теме «Основное электрооборудование станций»
2.1 Перечислите номинальные мощности изготавливаемых в
настоящее время турбогенераторов.
2.2 Каковы
преимущества
водородного
охлаждения
генераторов по сравнению с воздушным?
2.3 Какое избыточное давление принято в турбогенераторах?
2.4 Объясните необходимость устройства автоматического
гашения поля.
2.5 Укажите недостатки и преимущества АГП с гасительными
сопротивлениями.
2.6 Какова идея устройства АГП нового типа?
2.7 Объяснить принцип противовключения напряжения в
АГП для мощных генераторов.
4
2.8 Каковы три основные группы систем возбуждения
турбогенераторов?
2.9 Какие условия необходимы для включения синхронных
генераторов на параллельную работу способом точной синхронизации
и какие последствия имеют место при несоблюдении этих условий?
2.10 Перечислить последовательность операций при точной
ручной синхронизации.
2.11 Как нагрузить подключенный к сети генератор активной и
реактивной нагрузками?
2.12 Какие
приборы
устанавливаются
в
колонке
синхронизации?
2.13 Как устроен стрелочный синхроноскоп? Как включается
он при синхронизации?
2.14 Отличие способа самосинхронизации от способа точной
синхронизации.
2.15 Для чего обмотка ротора при способе самосинхронизации
предварительно замыкается на сопротивление?
2.16 Указать преимущества и недостатки обоих способов
синхронизации.
2.17 Какие варианты схем и групп соединений обмоток
трансформаторов являются наиболее распространенными и чем это
объясняется?
2.18 Какая наибольшая мощность трансформатора с
естественным масляным охлаждением? То же с обдувом радиаторов?
2.19 Начиная с какой мощности применяется циркуляционное
охлаждение масла?
2.20 Что такое « номинальная мощность трансформатора»?
2.21 Чем
объясняются
систематические
перегрузки
трансформаторов? Какие существуют виды систематических
перегрузок?
2.22 Какие
аварийные
перегрузки
допускаются
для
трансформаторов и чем они вызываются?
2.23 Что понимают под регулированием напряжения
трансформаторов?
2.24 Указать различия регулирования напряжения без нагрузки
и под нагрузкой?
2.25 Объяснить конструкцию переключающего устройства для
регулирования напряжения под нагрузкой.
2.26 Что
понимают
под
номинальной
мощностью
автотрансформатора? Что такое типовая мощность и что она
характеризует?
5
2.27 На какие напряжения и мощности изготавливаются
современные автотрансформаторы?
2.28 Почему нейтрали автотрансформаторов должны быть
всегда заземлены?
2.29 Какие
преимущества
и
недостатки
имеют
автотрансформаторы
по
сравнению
с
трехобмоточными
трансформаторами?
2.30 В чем состоит назначение синхронных компенсаторов?
3 Вопросы к теме «Расчет токов короткого замыкания и
выбор токоведущих частей»
3.1 Для чего при расчете токов КЗ составляется схема
замещения?
3.2 Почему все сопротивления, участвующие в расчете токов
КЗ, при определении их в Омах должны быть отнесены к единому
(базисному) напряжению?
3.3 Как определить базисные сопротивления системы,
генератора, трансформатора, реактора, линии?
3.4 Назовите все применяемые при расчетах токов КЗ средние
номинальные напряжения.
3.5 Как следует понимать выражение « результирующее
сопротивление в данной точке КЗ»?
3.6 Почему при определении тока КЗ при трехфазном КЗ
берется Uф и результирующее сопротивление одной фазы?
3.7 Как следует понимать выражение «система бесконечной
мощности»? Каковы основные параметры такой системы?
3.8 Почему, помимо периодической составляющей тока КЗ,
возникает апериодическая составляющая тока КЗ?
3.9 Что понимают под относительным током КЗ и какое
практическое значение он имеет
3.10 Какое влияние на ход процесса КЗ оказывает
автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)?
3.11 Как определяются величины Iп,о, Iп, , i a ,  , i уд?
3.12 Как от сопротивления в Омах перейти к относительному
расчетному сопротивлению?
3.13 Каков порядок расчета токов КЗ?
3.14 Каков порядок расчета токов КЗ при двухфазном КЗ?
3.15 В каких случаях расчет токов КЗ следует производить по
отдельным генерирующим цепям?
6
3.16 В каких случаях расчет токов КЗ рекомендуется
производить по общему результирующему сопротивлению?
3.17 Как выбирают номинальный ток и индуктивное
сопротивление секционных реакторов?
3.18 С какой целью в линиях 6 - 10 кВ, отходящих с шин
станций или подстанций, устанавливают линейные реакторы?
3.19 Какое влияние оказывают асинхронные двигатели на
величину тока КЗ на сборных шинах собственных нужд станций?
3.20 Как
определить
суммарный
номинальный
ток
электродвигателей собственных нужд, присоединяемых к данному
трансформатору собственных нужд?
3.21 Какая разница между падением и потерей напряжения в
реакторе? Как связаны между собой эти величины?
3.22 Как измерить потерю и падение напряжения в реакторе
действующей установки?
3.23 За счет чего создается остаточное напряжение на шинах
станций или подстанций при коротком замыкании в реактированной
линии за реактором?
3.24 Как определить остаточное напряжение на шинах? Какова
должна быть его минимальная величина? В чем заключается роль
остаточного напряжения?
3.25 Где применяют сдвоенные реакторы?
3.26 Какой режим работы трансформаторов на понизительных
подстанциях способствует снижению величины тока КЗ и почему?
3.27 Почему две параллельные реактированные линии 6 – 10
кВ работают, как правило, на приемном конце раздельно, на разные
секции?
3.28 Чем
объясняется
механическое
взаимодействие
проводников при прохождении по ним тока?
3.29 Как определяется сила взаимодействия проводников?
3.30 Какая из фаз при расположении проводов в одной
плоскости испытывает наибольшие усилия при трехфазном КЗ?
3.31 В каких случаях для шин применяют пакеты из
нескольких полос? Чем различаются условия работы при КЗ полосы,
находящейся в пакете, и отдельной полосы на фазу?
3.32 Каким образом можно
уменьшить
усилие
от
взаимодействия полос пакета между собой?
3.33 Какие температуры нагрева допускаются для голых шин и
бронированных кабелей при нормальном режиме работы?
3.34 Каков нагрев шин и кабелей допускается при КЗ?
3.35 Что такое Вк? Для чего и как определяют его значение?
7
3.36 Как определить минимальное сечение проводника,
допускаемое с точки зрения нагрева при КЗ?
3.37 По каким основным параметрам выбираются следующие
токоведущие части: жесткие шины, гибкие шины, кабели, подвесные
гибкие токопроводы?
3.38 Какова цель выбора проводников по экономической
плотности тока?
3.39 В каких цепях не производится выбор проводников по
экономической плотности тока и почему?
3.40 В чем заключается особенность механического расчета
двухполосных и трехполосных шин?
3.41 Как должны быть установлены шины на изоляторах?
3.42 По каким параметрам выбирают опорные изоляторы?
3.43 В чем заключается явление короны на проводах? Почему
следует избегать короны?
3.44 Как производится проверка проводов на корону при одном
проводе и при расщепленных проводах?
4 Вопросы к теме «Конструкции и выбор электрических
аппаратов»
4.1 Какова причина образования электрической дуги при
разрыве цепи, обтекаемой током?
4.2 Объяснить механизм ударной и термической ионизации.
4.3 В чем заключается разница между горением дуги и
химическим горением?
4.4 Какие существуют два основных вида деионизации и в
чем они состоят?
4.5 Какие меры применяют для усиления обоих видов
деионизации?
4.6 Как распределяется падение напряжения вдоль дуги? Чем
характеризуется катодное и анодное падения напряжения и падение
напряжения в столбе дуги?
4.7 Объяснить процесс гашения дуги в выключателе по
упрощенной осциллограмме.
4.8 Какие аппараты относятся к аппаратам до 1000 В?
4.9 Для чего патроны предохранителей заполняют кварцевым
песком?
4.10 Какими расцепителями снабжаются автоматы?
4.11 В чем состоит назначение контакторов и пускателей?
8
4.12 В каких случаях разрешается производить операции с
разъединителями?
4.13 Как устроены предохранители ПК и ПКТ?
4.14 Почему выключатели нагрузки допускают отключение
только рабочих токов цепи?
4.15 Чем отличается отделитель от разъединителя?
4.16 Чем отличается отделитель от короткозамыкателя?
Почему короткозамыкатели в системах 110 кВ и выше выполняются
однополюсными, а в системах 35 кВ – двухполюсными?
4.17 Какие типы многообъемных выключателей известны?
4.18 Какие причины взрыва многообъемных выключателей на
напряжение 6 - 10 кВ?
4.19 Как устроена гасительная камера выключателей серии У –
220?
4.20 Из каких основных элементов состоит электромагнитный
привод выключателя?
4.21 Объяснить работу схемы пружинно – грузового привода?
4.22 Почему рабочий бак выключателей ВМГ-10 разрезается
вдоль и заваривается латунным швом?
4.23 Как происходит процесс отключения в выключателе типа
МГГ-10? Почему сначала расходятся рабочие, а потом
дугогасительные контакты?
4.24 Устройство выключателей ВМТ-110 и ВМТ-220.
4.25 За счет чего увеличена отключающая способность
выключателей серии У-110, У-220?
4.26 Каковы положительные стороны малообъемных масляных
выключателей по сравнению с многообъемными?
4.27 Как осуществляется получение сжатого воздуха для
питания воздушных выключателей?
4.28 Объяснить работу дугогасительной камеры выключателя
ВВН-110 с воздухонаполненным отделителем?
4.29 Функции отделителя в воздушных выключателях и их
устройство.
4.30 Модульный
принцип
выполнения
воздушных
выключателей. Как его понимать?
4.31 Сколько модулей в выключателях ВВБ-500 и ВВБК-500?
4.32 Электротехнический газ (элегаз). Его применение в
выключателях.
4.32 Вакуумные выключатели. Устройство дугогасительной
камеры КДВ.
9
4.33 Какие последствия вызовет разрыв вторичной цепи
трансформатора тока, если первичная обмотка его обтекается током?
4.34 Где располагают трансформаторы тока, встроенные в
силовые трансформаторы и выключатели?
4.35 Объяснить
принцип
устройства
каскадных
трансформаторов тока.
4.36 Схемы включения трансформаторов тока.
4.37 Отличие трансформаторов НОМ от ЗНОМ.
4.38 Почему
для
контроля
изоляции
применяют
пятистержневые трансформаторы напряжения или группу из трех
однофазных трансформаторов?
4.39 Устройство каскадного трансформатора напряжения .
4.40 Схемы включения трансформаторов напряжения.
4.41 Какие меры принимаются для защиты от перенапряжений
в открытых РУ станций и подстанций?
4.42 Как
осуществляется
заземление
разрядников,
молниеотводов и тросов?
4.43 Устройство разрядников РВС, РВМГ.
4.44 По каким параметрам выбирают выключатели?
4.45 По каким параметрам выбирают разъединители?
4.46 По каким параметрам выбирают линейные реакторы?
4.47 По каким параметрам выбирают трансформаторы тока?
4.48 По каким параметрам выбирают трансформаторы
напряжения?
5 Вопросы к теме « Схемы электрических соединений
станций и подстанций»
5.1 Какие основные требования предъявляются к главным
схемам электроустановок?
5.2 Указать, как изменится эксплуатационная характеристика
схемы с одиночной системой шин при ее секционировании на две
секции.
5.3 Каковы могут быть режимы работы сборных шин при
двойной системе шин?
5.4 Перечислить
назначение
шиносоединительного
выключателя.
5.5 Указать порядок операций при переводе с одной системы
шин на другую при : а) освобождении рабочей шины для ревизии; б)
переходе на режим с фиксированным присоединением цепей; в) КЗ на
рабочих шинах.
10
5.6 Как выбирают число секций главного РУ на стороне
6 – 10 кВ?
5.7 Как выбирают число трансформаторов связи?
5.8 Почему трансформаторы связи следует присоединять к
крайним секциям?
5.9 Указать особенность схемы кольца и ее применение.
5.10 Схемы мостиков.
5.11 Схемы многоугольников.
5.12 Назначение обходной системы шин.
5.13 Какие схемы применяют на РЭС?
5.14 Какие схемы применяют на ТЭЦ?
5.15 Перечислить условия, при которых возможно применение
схем блоков генератор – трансформатор – линия.
5.16 Полуторная схема, ее применение.
5.17 Перечислить схемы, применяемые на районных
подстанциях на стороне 35 – 220 кВ.
5.18 Перечислить схемы, применяемые на районных
подстанциях на стороне 6 – 10 кВ.
5.19 Перечислить потребители собственных нужд подстанций.
5.20 Каким образом определяют капитальные затраты ?
5.21 Из каких основных частей слагаются ежегодные
эксплуатационные затраты?
5.22 Как определяют ежегодные потери энергии в
двухобмоточных трансформаторах?
5.23 Что понимают под сроком окупаемости и как он
определяется?
5.24 Как определяют ежегодные потери энергии в
трехобмоточных трансформаторах
5.25 В чем заключаются особенности расчета потерь энергии в
автотрасформаторах?
5.26 Перечислить принципы построения схем собственных
нужд ТЭЦ.
5.27 Как выбрать мощность рабочих и резервных
трансформаторов собственных нужд.
5.28 В чем состоит явление самозапуска электродвигателей
собственных нужд.
5.29 Перечислить принципы построения схем собственных
нужд КЭС без генераторных выключателей.
5.30 Перечислить принципы построения схем собственных
нужд КЭС с генераторными выключателями.
11
6 Вопросы к теме « Конструкции распределительных
устройств»
6.1 Почему на напряжения 6 – 10 кВ применяют закрытые
распределительные устройства?
6.2 Сколько ячеек занимает реактор с секционным
выключателем?
6.3 Перечислить преимущества КРУ.
6.4 Чем отличается компановка оборудования в шкафах КРУ
и КРУН?
6.5 Где прокладывают контрольные кабели в РУ?
6.6 Схема заполнения РУ, с какой целью ее составляют?
6.7 Какие основные факторы определяют выбор типа
закрытого РУ 6 – 10 кВ?
6.8 Как
производится
передвижение
силовых
трансформаторов с места установки в мастерскую?
6.9 Каковы
особенности
установки
трехобмоточных
трансформаторов?
6.10 Как и в каких случаях выполняются конструктивно
подвесные гибкие токопроводы?
6.11 Указать преимущества и недостатки открытых и закрытых
шинных мостов и область их применения.
6.12 Конструктивное исполнение элегазового КРУ.
6.13 Как выполнена компановка ГРУ?
6.14 Как выполнена компановка ЗРУ – 10 кВ подстанций?
6.15 Начертите разрез по ячейке ЛЭП для ОРУ, выполненного
по схеме с двумя системами шин и с третьей обходной системой шин.
6.16 Начертите разрез по ячейке трансформатора для ОРУ,
выполненного по схеме с двумя системами шин и с третьей обходной
системой шин.
6.17 Начертите разрез по ячейке обходного выключателя для
ОРУ, выполненного по схеме с двумя системами шин и с третьей
обходной системой шин.
6.18 Начертите разрез по ячейке шиносоединительного
выключателя для ОРУ, выполненного по схеме с двумя системами
шин и с третьей обходной системой шин.
6.19 Начертите разрез по ячейке ОРУ, выполненного по
полуторной схеме.
6.20 Начертите разрез по ячейке ОРУ, выполненного по
полуторной схеме с чередованием присоединений.
12
7 Вопросы к теме «Вспомогательные устройства»
7.1 Какие схемы называются вторичными?
7.2 Какие цепи снабжаются дистанционным управлением с
главного щита управления?
7.3 Перечислите требования, предъявляемые к схемам
дистанционного управления.
7.4 Сколько положений имеет ключ ПМОВФ?
7.5 Каково назначение операций «предварительно включено»
и «предварительно отключено»?
7.6 Как работает пульс – пара ?
7.7 По какому признаку можно узнать о наличии обрыва: а) в
цепи включения, б) в цепи отключения.
7.8 Как выполнена блокировка от «прыгания»?
7.9 Как выполнена звуковая аварийная сигнализация?
7.10 Назначение блок – контактов ?
7.11 Как производится съем звукового сигнала?
7.12 Каково назначение реле КQT и KQC?
7.13 Чем отличается схема дистанционного управления
ключом МКВ от схемы управления ключом ПМОВФ?
7.14 Как выполнена и работает схема звуковой сигнализации,
предупреждающая об обрыве цепей управления?
7.15 Начертите фасады пульт – панели генератора и объясните
назначение установленных на них приборов и аппаратов управления.
7.16 Укажите особенности компановки щитов управления
подстанций.
7.17 Изложите процесс разряда аккумулятора.Что понимается
под емкостью аккумулятора, как она меняется в зависимости от
величины разрядного тока?
7.18 Изложите
процесс
заряда
аккумулятора.Каково
минимально допустимое и максимальное напряжение на один элемент
в конце заряда?
7.19 Назвать основные параметры аккумулятора СК – 1.
7.20 В чем заключается режим постоянного подзаряда?
7.21 Каково назначение элементного коммутатора и когда
возможен отказ от его установки?
7.22 Указать
принципы
выполнения
аккумуляторных
установок для блочных станций.
7.23 Какие основные требования прдъявляются к помещениям
для аккумуляторных батарей?
13
7.24 Указать как устанавливаются защитные устройства от
перенапряжений в электроустановках разных типов.
7.25 Устройство трубчатых разрядников и способ их
подключения.
7.26 Устройство вентильных разрядников и место их установки
на станциях и подстанциях.
7.27 Назначение
молниеотводов.
Защитные
зоны
молниеотводов.
7.28 Защитные тросы. Где их применяют?
8 Краткие ответы
1.1 Со склада по ленточным транспортерам топливо
поступает в дробилки, затем по наклонным крытым эстакадам
топливоподачи в бункера сырого угля. Из бункеров сырого угля
поступает в мельницы и мельничными вентиляторами пыль поступает
в циклоны, из них в пылевые бункера. Из пылевых бункеров шнеками
пыль подается к котлу и вдувается в горелки при помощи питателей
пыли.
1.2 Прежде чем попасть в топку посредствам дутьевых
вентиляторов, воздух подогревается теплом отходящих дымовых
газов. Газы с температурой 6000 проходят через водяной экономайзер
и воздухоподогреватель. Температура их снижается до 120 – 1500С.
Затем газы проходят через золоуловитель и направляются в трубу под
влиянием естественной тяги, создаваемой трубой, и тяги
дополнительно создаваемой дымососами.
1.3 Пар, проходя через ступени турбины и совершив работу,
поступает в конденсатор, расположенный под турбиной. Здесь пар
конденсируется путем охлаждения конденсатора циркуляционной
водой и превращается в конденсат, используемый снова для питания
котлов.
1.4 Многократный подогрев питательной воды за счет
отборов пара из различных ступеней турбины называется
регенеративным. Сначала вода проходит через подогреватели
высокого давления, поступает в экономайзер, где происходит ее
нагрев до температуры близкой к температуре воды в котле, после
чего питательная вода подается в котел.
1.5 Генераторы конденсационных станций соединяются в
блоки с повысительными трансформаторами и всю вырабатываемую
мощность передают через сборные шины повышенных напряжений 35
– 500 кВ и линии электропередачи в энергосистему.
14
1.6 В технологической схеме ТЭЦ помимо отбора для
регенеративного подогрева питательной воды из промежуточных
ступеней турбины, выполняются еще два отбора: один для снабжения
промышленных потребителей паром и второй – для теплофикации
коммунальных и жилых зданий.
1.7 Промышленный отбор пара направляется прямо на
производство, а теплофикационный отбор используется в
водоподогревателях – бойлерах, где циркулирующая в отопительной
системе горячая вода непрерывно подогревается.
1.8 На городских ТЭЦ, удаленных от реки или пруда,
охлаждение циркуляционной воды осуществляется посредством
градирен. Кроме того, на ТЭЦ есть поток циркуляционной горячей
воды в теплофикационной сети и конденсат, который образуется в
бойлерах и откачивается в деаэратор посредством конденсаторных
насосов бойлеров.
1.9 Генераторы ТЭЦ присоединяются к сборным шинам
генераторного напряжения 6 – 10 кВ, от которых отходят линии для
питания местных потребителей. Также на ТЭЦ устанавливают два
трансформатора
связи,
соединяющие
шины
генераторного
напряжения с шинами повышенного напряжения 35 – 220 кВ, с
которых линиями электропередачи осуществляется связь данной ТЭЦ
с системой. Генераторы конденсационных станций соединяются в
блоки с повысительными трансформаторами и всю вырабатываемую
мощность передают через сборные шины повышенных напряжений 35
– 500 кВ и линии электропередачи в энергосистему.
1.10 Главный корпус станции. На РЭС водохранилище или
река используются для работы циркуляционных насосов. Вдоль стены
главного корпуса со стороны машзала располагаются блочные
трансформаторы и трансформаторы собственных нужд. Имеется одно,
два или три открытых распределительных устройств. На ТЭЦ на
расстоянии 30 – 35м от главного корпуса размещается закрытое
распределительное устройство генераторного напряжения 6 – 10кВ
(ГРУ). С другой стороны ГРУ располагаются силовые
трансформаторы связи с системой и ОРУ. Охлаждение
циркуляционной воды осуществляется посредством градирен.
1.11 Расположение нагрузок от максимального значения до
минимального в порядке убывания по вертикали графика и
длительности соответствующих нагрузок по горизонтали за год и
будет годовым графиком по продолжительности. Практическое
значение его заключается в том, что по нему можно определить
энергию, которая потребляется или вырабатывается в течение года.
15
Эта энергия равна площади диаграммы годового графика. Если в
распоряжении составителя годового графика имеются два суточных
графика: зимний и летний, то принимают работу по зимнему графику
в течение 213 суток, по летнему – 152 суток.
1.12 Тмакс – это число часов использования максимальной
нагрузки в году. Его определяют делением площади диаграммы
годового графика по продолжительности на максимальную нагрузку.
Тмакс представляет время, в течение которого станция, работая с
максимальной
нагрузкой,
выработает
то
же
количество
электроэнергии, которое она вырабатывает за 8760 часов при
переменных нагрузках.
2.1 Номинальные мощности турбогенераторов должны
соответствовать ряду мощностей согласно ГОСТ 533 – 85Е: 6; 12; 32;
60; 63; 100; 120; 160; 200; 220; 300; 320; 500; 800; 1000; 1200 МВт.
Шкала номинальных мощностей крупных гидрогенераторов не
стандартизирована.
2.2 Водородное охлаждение эффективнее воздушного, так как
водород по сравнению с воздухом имеет ряд преимуществ. Он имеет в
1,51 раза больший коэффициент теплопередачи, в 7 раз более
высокую теплопроводность. Значительно меньшая плотность
водорода позволяет уменьшить вентиляционные потери в 8 – 10 раз, в
результате чего КПД генератора увеличивается на 0,8 – 1%.
2.3 Чем выше избыточное давление водорода, тем
эффективнее охлаждение генератора. При косвенном водородном
охлаждении избыточное давление равно 0,005 МПа, при
непосредственном – в пределах 0,2 – 0,6 МПа.
2.4 При внутренних коротких замыканиях в генераторах
необходимо не только отключить их от внешней сети, но и быстро
погасить магнитное поле возбуждения, что приведет к уменьшению
ЭДС генератора и погасанию дуги.
2.5 При замыкании обмотки ротора генератора на гасительное
сопротивление процесс гашения магнитного поля сильно
затягивается. Полное время гашения составляет около 6 – 8 секунд.
2.6 Сущность в том, что вместо гасительных сопротивлений
просто размыкают цепь ротора генератора, но не мгновенно с
временем действия контактора порядка 0,04 – 1 с., а задерживая дугу
до 0,3 – 1 с. Автомат имеет рабочие и дугогасительные контакты,
которые при нормальной работе замкнуты. При отключении автомата
сначала размыкаются рабочие контакты, а потом дугогасительные,
причем дуга, возникающая на них, затягивается с помощью
16
магнитного поля в дугогасительную решетку и разбивается на ряд
коротких дуг.
2.7 Гашение
поля
противовключением
возбудителя
применяется для мощных генераторов с тиристорным возбуждением.
При этом отключается автомат гашения поля и главные вентили
переводятся в инверторный режим. При этом в обмотке возбуждения
генератора возникает ток, направленный обратно току возбудителя
нормального режима. Это позволяет эффективно уменьшить время
гашения поля до 0,6 – 0,8 с. при 2400А и до 0,6 – 1,6 с. при токах
4000А.
2.8 Три основные группы систем возбуждения по виду
собственно возбудителя: 1) с вспомогательным генератором
постоянного тока в качестве возбудителя; 2) с вспомогательным
генератором переменного тока с последующим выпрямлением; 3)
самовозбуждение, т.е. генератор сам себя возбуждает.
2.9 Условия включения на параллельную работу способом
точной синхронизации следующие: 1) равенство напряжений у
подключаемой и работающей машин; 2) приблизительное равенство
частот; 3) совпадение векторов напряжения генераторов по фазе; 4)
одинаковое чередование фаз. При несовпадении напряжений по
величине у подключаемого и работающего генераторов в цепи между
генераторами возникает разность потенциалов, которая вызывает
уравнительный ток. Если между векторами напряжений генераторов в
момент включения на синхронную работу сохраняется сдвиг на какой
либо угол, то возникающий уравнительный ток может вызвать не
только нагрев, но и механический удар в сочленении генератора с
первичным двигателем и повреждение агрегата. Если частоты не
равны, то угол между векторами напряжений генераторов меняется от
0 до 1800, что может привести к включению на параллельную работу
в момент, когда разность потенциалов будет равна двойному фазному
напряжению.
2.10 Генератор разворачивается первичным двигателем до
синхронного числа оборотов. Затем подается возбуждение холостого
хода. Включается колонка синхронизации, содержащая два
вольтметра, два частотомера и синхроноскоп. Добиваются
выполнения условий синхронизации и при достижении синхронизма
подается импульс на включение выключателя подключаемого
генератора. Затем генератор нагружается активной и реактивной
нагрузками.
2.11 Нагрузка активной мощностью достигается повышением
вращающегося момента путем увеличения впуска пара в турбину.
17
Реактивная нагрузка переводится на включенный генератор путем
увеличения его возбуждения.
2.12 Колонка синхронизации содержит два вольтметра, два
частотомера и синхроноскоп.
2.13 Стрелочный синхроноскоп имеет три катушки, сдвинутые
в пространстве по отношению друг к другу. Магнитные потоки,
создаваемые ими, сдвинуты по фазе и в пространстве.
Результирующий поток улавливается Z – образным сердечником, на
валу которого укреплена стрелка.
2.14 При способе самосинхронизации генератор разворачивают
до подсинхронной скорости, включают в сеть и сразу же подают
возбуждение. Генератор сам втягивается в синхронизм.
2.15 Данная операция вызвана тем, что генератор включается в
сеть невозбужденным и в момент включения в статоре и роторе
возникают токи неустановившегося режима, подобные токам
короткого замыкания. Если не замкнуть ротор на гасительное
сопротивление, эти токи могут навести в статоре и роторе опасные
перенапряжения.
2.16 Преимущества способа самосинхронизации: быстрота
включения, особенно в аварийных случаях; простота операций.
Недостатком этого способа является возникновение толчка тока в
подключаемом генераторе, сопровождаемого кратковременным
снижением напряжения в сети.
2.17 Трансформаторы имеют схемы и группы соединения
обмоток: Y/  - 11; Y/ Y/  - 11; Y/Y- 0. Соединение в звезду обмотки
ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной
ЭДС, т.е. в 3 раз меньше линейной. Обмотки НН преимущественно
соединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение
обмотки, рассчитав ее на фазный ток I / 3 . Кроме того, при
соединении обмотки трансформатора в треугольник создается
замкнутый контур для высших гармоник, кратный трем, которые при
этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается
симметрия напряжения на нагрузке.
2.18 Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для
трансформаторов мощностью до 16000 кВА включительно. Масляное
охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д)
применяется для трансформаторов мощностью до 80000 кВА.
2.19 Начиная с мощности трансформаторов 63000 кВА.
2.20 Под номинальной мощностью трансформатора следует
понимать условную мощность, которую трансформатор может
18
передавать при определенном температурном режиме в течение
нормального срока службы.
2.21 Возможность
систематических
перегрузок
трансформатора основана на неравномерности суточных и сезонных
графиков нагрузки. При недогрузке износ изоляции мал, а при
перегрузке значительно увеличивается. Допустимая систематическая
перегрузка определяется из условия баланса старения изоляции в
течение суток по таблицам, приведенным в ГОСТ 14209 – 85. За счет
недогрузки летом зимой можно перегрузить по однопроцентному
правилу, т.е. на 1% летней недогрузки до Sн трансформатора в зимние
максимумы его можно перегрузить на 1% сверх Sн, однако не более
15%.
2.22 Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно
допустимыми температурами обмотки (1400С для трансформаторов
напряжением выше 110 кВ и 1600С для остальных трансформаторов) и
температурой масла в верхних слоях (1150 С). Аварийные перегрузки
вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести
к сокращению нормированного срока службы трансформатора.
Максимальная аварийная перегрузка не должна превышать 2,0 Sн.
2.23 Под регулированием напряжения трансформаторов по
величине следует понимать изменение номинального коэффициента
трансформации. Оно достигается изменением числа витков на стороне
высшего напряжения трансформатора.
2.24 Регулирование напряжения без нагрузки производится на
отключенном трансформаторе, а регулирование напряжения под
нагрузкой происходит без разрыва тока.
2.25 Переключающее
устройство
для
регулирования
напряжения под нагрузкой помещается в отдельном баке,
заполненном маслом и пристроенном к основному баку силового
трансформатора. В комплект на одну фазу входят два контактора,
двухрычажный переключатель и реактор. В современных устройствах
РПН для коммутации тока находят применение вакуумные
дугогасительные камеры. Благодаря этому трансформаторное масло
не используется в качестве дугогасительной среды и не требуется его
смена в процессе эксплуатации. Дальнейшим совершенствованием
РПН является применение тиристорных переключателей.
2.26 Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из
первичной обмотки во вторичную в номинальном режиме, называется
номинальной
мощностью
автотрансформатора.
Мощность,
передаваемая трансформаторным путем в номинальном режиме,
19
называется типовой мощностью. Размеры магнитопровода, а
следовательно, его масса определяются типовой мощностью.
2.27 Наиболее
целесообразно
применение
автотрансформаторов при сочетании напряжений 220/110; 330/150;
500/220; 750/330. Мощности трехфазных автотрансформаторов равны:
63000; 125000; 200000; 250000; 500000 кВА. Мощности однофазных
автотрансформаторов равны: 133000; 167000; 267000; 333000; 417000
кВА.
2.28 Автотрансформаторы не могут работать с разземленной
нейтралью. Это может привести к опасному повышению потенциала
нейтрали автотрансформатора, которое передается на фазные провода
системы СН и вызовет повышение напряжения их по отношению к
земле.
2.29 Объем, общий вес и веса активных материалов, а также
вес масла в автотрансформаторе меньше по сравнению с
трехобмоточными трансформаторами той же мощности. Расход стали
в АТ меньше в 2 – 2,5 раза, расход меди на 10 – 15%, общий вес
уменьшается в 1,5 раза; вес масла также меньше в 1,5 раза. К
недостаткам
автотрансформатора
следует
отнести
наличие
электрической связи между обмотками ВН и СН, поэтому замыкания
в системе одного напряжения неизбежно отражаются на другой
системе. Необходимость заземления нейтралей при большом
количестве автотрансформаторов может вызвать увеличение токов
однофазного замыкания на землю по сравнению с трехфазными
токами КЗ.
2.30 Свойство синхронных компенсаторов генерировать
опережаюшую или потреблять отстающую реактивную мощность
используется для регулирования напряжения на шинах 6 – 10 кВ
потребителей и для улучшения их коэффициента мощности.
3.1 Схема замещения соответствует расчетной схеме, но
магнитные (трансформаторные) связи в ней заменены только
электрическими.
3.2 При расчетах в именованных единицах все сопротивления
схемы должны быть выражены в Омах и приведены к одному
базовому напряжению. Такое приведение необходимо, если между
источником и точкой КЗ имеется одна или несколько ступеней
трансформации.
3.3 Х с,б = Х* сU2б/Sн,с; Х г,б = Х* d U2б/Sн,г; Х т,б = Uк% U2б/100Sн,т;
Х л,б = Хл U2б/U2л,н.
3.4 770; 515; 340; 230; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3;
3,15 кВ.
20
3.5 Путем последовательных преобразований находят
результирующее сопротивление между генерирующими источниками
и данной точкой короткого замыкания.
3.6 Так как при трехфазном КЗ все фазы находятся в
одинаковых условиях, то определение тока КЗ производится для
одной фазы, в которой действует Uф.
3.7 Под системой бесконечной мощности или неограниченной
мощности понимают не столько математическую бесконечность,
сколько систему, мощность которой несоизмеримо велика по
сравнению с мощностью установки, для которой рассчитываются токи
КЗ. Такая система характеризуется следующими параметрами: Sн,с=∞,
Х*с=0; Uн,с = соnst.
3.8 Поскольку общее сопротивление в короткозамкнутой сети
резко уменьшается, амплитуда тока должна увеличиться в несколько
раз. Так как цепь состоит из индуктивных сопротивлений, то
мгновенное изменение тока вызовет наведение в цепи ЭДС, которая, в
свою очередь, вызовет ток, равный по величине скачку тока и
обратный по знаку.
3.9 Относительный номинальный ток КЗ показывает, какую
долю или кратность ток КЗ составляет по отношению к номинальному
току. Относительный базисный ток КЗ показывает, какую долю или
кратность ток КЗ составляет по отношению к базисному току. В
практике проектирования часто возникает задача определения тока КЗ
за трансформатором или реактором при отсутствии точных данных о
мощностях и сопротивлениях питающих источников. В таких случаях
бывает достаточно определить максимально возможное значение тока
КЗ по относительному току, равному обратной величине от Х рез,*. При
этом предполагают, что трансформатор или реактор подключен к
шинам неизменного напряжения Ерез,*=1.
3.10 При питании КЗ от генератора конечной мощности,
снабженного устройством АРВ, напряжение на зажимах генератора
сначала падает, так как АРВ обладает инерцией. Амплитуда тока КЗ
также падает. Когда же АРВ вступит в работу, то в обмотку
возбуждения поступает добавочный ток, ЭДС генератора начинает
увеличиваться и амплитуды периодической составляющей тока КЗ
возрастут.
3.11 Iп,о =Iб Eрез,*/Xрез,*; Iп,t /Iп,о = f(t);iа,t = √2 Iп,о e-t/Ta;iуд = kуд √2 Iп,о
3.12 Х*н = Хом / Хн
3.13 Составляют расчетную схему, затем схему замещения.
Производят расчет всех сопротивлений. Преобразуют схему в
многолучевую звезду, лучами которой являются результирующие
21
сопротивления от каждого источника питания до рассматриваемой
точки КЗ. По закону Ома находят токи в ветвях и их суммируют.
3.14 При двухфазном КЗ точный расчет тока КЗ возможен
лишь путем применения метода симметричных составляющих. Для
практических целей, т.е. для выбора аппаратов и токоведущих частей
пользуются упрощенной формулой I(2)=0,87 I(3)
3.15 При расчете тока КЗ на шинах генераторного и всех
повышенных напряжений станций; на ответвлениях от выводов
генератора для питания собственных нужд в схемах блоков генератор
– трансформатор; на шинах первичного и вторичного напряжений
районных трансформаторных подстанций; на линиях электропередачи
35 – 500 кВ.
3.16 Когда установка питается от одного источника; при КЗ за
реактором или за трансформатором собственных нужд.
3.17 Для секционных реакторов номинальный ток подбирается
в зависимости от схемы их включения. При прямолинейной схеме
(число секций ГРУ не более трех) I ном ≥ 0,7 Iном,г; при схеме «кольца»
(число секций ГРУ более трех) I ном = 0,5 Iном,г. Сопротивление
секционного реактора выбирается из условий наиболее эффективного
ограничения токов КЗ при замыкании на одной секции. Обычно оно
принимается таким, что падение напряжения на реакторе при
протекании по нему номинального тока достигает 0,08 – 0,12
номинального напряжения √3ХрIном/ Uном=0,08 – 0,12
3.18 Линейные реакторы ограничивают токи КЗ и позволяют
применить более дешевое оборудование на линиях 6 – 10 кВ, а также
позволяют поддерживать на шинах определенный уровень
напряжения при повреждениях за реакторами.
3.19 Асинхронные электродвигатели при близком КЗ
переходят в режим генератора, посылающего ток в место
повреждения.
3.20 Если точный состав электродвигателей собственных нужд
неизвестен, то для приближенных оценок тока КЗ принимают при
питании от рабочего трансформатора  Рном=1,0 Sном, ТСН, а при
питании от резервного трансформатора  Рном=1,25 Sном, ПРТСН.
3.21 Падение напряжения в реакторе в вольтах равно
геометрической разности фазных напряжений до и после реактора.
Алгебраическая разность напряжений до и после реактора
соответствует потере напряжения в реакторе. Обозначим падение
напряжения через  U, а потерю  U, тогда  Uф=  Uфsin  .
3.22 Падение и потерю напряжения в реакторе можно
непосредственно
измерить,
включив
вольтметры
через
22
трансформаторы напряжения. Падение напряжения равно показаниям
вольтметра, подключенного во вторичную обмотку трансформатора
напряжения, первичная обмотка которого шунтирует реактор фазы
 Uф=V. Линейная потеря напряжения определяется по двум
вольтметрам: один подключен до реактора, а другой – после реактора.
Фазная потеря напряжения равна (V1-V2)/ √3
3.23 При КЗ за реактором напряжение в точке короткого
замыкания равно нулю. В самом реакторе происходит падение
напряжения. Естественно, для того чтобы это падение напряжения в
реакторе произошло, соответствующее напряжение должно иметь
место на шинах.
3.24 Uост %=(Хр√3 Iп,о100)/Uном. . Остаточное напряжение,
создаваемое линейным реактором на сборных шинах, должно быть не
ниже 70 – 65% Uном. При этих условиях оно играет важную роль в
бесперебойной работе потребителей при КЗ в сети 6 – 10 кВ. Такая
величина остаточного напряжения позволяет сохранить в работе
асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором и,
следовательно,
повысить
надежность
электроснабжения
потребителей.
3.25 Сдвоенные реакторы используются в сетях 6 – 10 кВ при
большом количестве присоединений к шинам ГРУ. Они позволяют не
только ограничить ток КЗ, но и снизить падение напряжения в
нормальном режиме работы за счет взаимной индуктивности ветвей.
3.26 Значительное снижение величин токов КЗ происходит при
раздельной работе трансформаторов, которая к тому же упрощает
защиту трансформатора и эксплуатацию установки. Снижение тока
КЗ обусловлено увеличением результирующего сопротивления цепи.
3.27 Это позволяет полностью использовать реактивное
сопротивление линейного реактора. При аварии на одной из
параллельных линий она с обеих сторон отключается защитой, а
секционный выключатель автоматически включается, обеспечивая
питание секции, линия которой отключилась, от другой, оставшейся в
работе.
3.28 Указанное
явление
объясняется
взаимодействием
магнитных полей, возникающих вокруг проводников.
3.29 Эта сила определяется по закону Био – Савара
F=k kф i1 i2 l/a
3.30 Средняя фаза.
3.31 В цепях с большими номинальными токами на каждую
фазу применяют пакет из двух или трех полос. Помимо взаимодейст-
23
вия пакетов отдельных фаз между собой, при КЗ каждая полоса
испытывает взаимодействие с другими полосами своего пакета.
3.32 Это достигается применением нескольких прокладок
между полосами по длине пролета, так как прокладки являются
точками опоры при изгибе полос.
3.33 Предельная температура для голых шин и проводов
принята 700С, окружающего воздуха 250. Для силовых кабелей
допустимая температура жил: 80 – до 3 кВ, 65 – 6 кВ, 500С – 20 и 35
кВ, окружающего воздуха 250, земли 150С.
3.34 Согласно ПУЭ шины медные при КЗ допускают нагрев до
0
300 , шины алюминиевые до 2000, кабели с бумажной изоляцией до 10
кВ 2000С.
3.35 Вк – импульс квадратичного тока КЗ, пропорциональный
количеству тепла, выделенного током КЗ в проводнике; по ГОСТ
26522 – 85 Вк – интеграл Джоуля, который вычисляется по формуле
Вк=I2п,о(tотк+Tа)
3.36 qmin=√Bk/C.
3.37 Выбор сечения жестких и гибких токоведущих шин в
пределах РУ производится по нагреву. Условие выбора
Imax ≤ Iдоп
Гибкие токопроводы вне распределительного устройства и
силовые кабели выбирают по экономической плотности тока jэ
qэ=Iнорм/jэ
3.38 Цель – найти экономичное сечение шин или кабеля, т.е.
соответствующее наименьшим эксплуатационным издержкам.
3.39 Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением
до 1 кВ при Тмах до 5000 ч;
ответвления к отдельным электроприемникам U  1 кВ, а также
осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах
открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений, а также устройства со сроком
службы 3 – 5 лет.
24
3.40 Учитывается усилие не только между фазами , но и между
полосами в пакете одной фазы.
3.41 На ребро и плашмя.
3.42 По номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; по допустимой
нагрузке Fрасч ≤ Fдоп
3.43 Явление «короны» или свечение проводов происходит
вследствие ионизации окружающего воздуха, т.е. увеличения
проводимости воздуха под влиянием сильного электрического поля,
которое создается вокруг проводов при высоких напряжениях линии
электропередачи. При короне происходит утечка тока с проводов на
землю. Это связано с большими потерями электроэнергии.
3.44 Корона вокруг проводов появляется при так называемой
критической напряженности, которая может быть определена по
эмпирической формуле
Е0
= 30, 3 m (1 +
где m – коэффициент,
поверхности провода, m = 0,82
0,29
r0
)
учитывающий
Значение напряженности электрического
нерасщепленного провода определяется по формуле
Е=
шероховатость
поля
вокруг
0,354  И
,
D
ср
r0 lq
r0
где Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами
фаз, равное 1,26 D при горизонтальном расположении фаз, где D –
расстояние между соседними фазами.
Напряженность электрического поля вокруг расщепленного
провода определяется по формуле
Е=К
0,354 И
Dср
n  r0 lq
rэк
,
где К и r эк определяют по таблице 4.6 [1, с.237] в зависимости
от числа проводов в фазе.
Провода не будут коронировать, если выполняется условие
25
1, 07 Е ≤ 0,9 Е 0
4.1 При расхождении контактов отключающего аппарата
между ними возникает электрическое поле, напряженность которого
прямо пропорциональна напряжению, приложенному к контактам и
обратно пропорционально расстоянию. Свободные электроны под
влиянием сильного электрического поля с огромной скоростью
начинают двигаться по направлению к аноду. Движение заряженных
частиц и есть электрический ток, который в пространстве между
контактами представляется в виде электрической дуги.
4.2 Суть ударной ионизации в том, что электроны, вырванные
из катода силами электрического поля или за счет нагрева катода,
разгоняются в электрическом поле и при ударе в нейтральный атом
отдают ему свою кинетическую энергию. Если этой энергии
достаточно, чтобы оторвать один электрон с оболочки нейтрального
атома, то произойдет ионизация. Высокие температуры в стволе дуги
приводят к интенсивной термоионизации, которая поддерживает
большую проводимость плазмы.
4.3 Термины «зажигание» и «горение» дуги являются
условными и не соответствуют тем понятиям, которые относятся к
химическому процессу горения, представляющему соединение
углерода вещества с кислородом воздуха.
4.4 Первый вид – рекомбинация электронов и ионов, т.е.
воссоединение их в первоначальную нейтральную частицу. Второй
вид – диффузия, т.е. взаимопроникновение. Это следует понимать так:
заряженные частицы из столба дуги выбрасываются во внешнюю
среду, а из окружающей среды в дуговое пространство проникают
нейтральные частицы.
4.5 Охлаждение дуги за счет ее удлинения или воздушного,
масляного, газового дутья; применение специальных сред и веществ,
выделяющих водород, обладающий большей теплопроводностью;
применение элегаза, способного захватывать электроны и превращать
их в малоподвижные отрицательные ионы.
4.6 В дуге падение напряжения происходит неравномерно на
различных ее участках. На участке около катода длиной 10 -4 – 10-5 см,
обладающего высокой напряженностью электрического поля (105 –
106 В/см), создается катодное падение напряжения 10 – 20 В. На
участке около анода создается анодное падение напряжения порядка 5
– 10 В/см. Вся остальная часть напряжения дуги приходится на
падение напряжения в столбе.
26
4.7 При переменном токе напряжение источника питания
меняется синусоидально, так же меняется ток в цепи, причем он
отстает от напряжения примерно на 900. Напряжение на дуге носит
седлообразный характер, т.е. при малых токах оно больше, а при
больших – падает. В момент перехода тока через нуль, дуга гаснет при
Uг. В следующий полупериод восстанавливается напряжение на
контактах отключающего аппарата и растет электрическая прочность
промежутка между контактами. Дуга вновь загорится, если
промежуток не выдержит приложенного напряжения. В противном
случае дуга оборвется.
4.8 Аппараты коммутационные: рубильники, переключатели,
автоматические выключатели. Аппараты управления: контакторы,
пускатели. Аппараты защитные – предохранители.
4.9 Роль песка заключается в интенсивном охлаждении
ионизированных газов, образующихся в результате перегорания
плавкой вставки, что способствует быстрому погасанию дуги. Зерна
кварцевого песка образуют поры между песчинками, общая
поверхность которых во много раз больше внутренней гладкой
поверхности патрона.
4.10 Максимальный расцепитель, который срабатывает при
увеличении тока. Минимальный расцепитель, который срабатывает
при снижении или исчезновении напряжения. Независимый
расцепитель, который работает от вторичных реле на оперативном
токе постоянном или переменном.
4.11 Контактор – это двухпозиционный коммутационный
аппарат с самовозвратом, предназначенный для частых коммутаций
токов, не превышающих токи перегрузки, и приводимый в действие
приводом.
Пускатель
–
это
коммутационный
аппарат,
предназначенный для пуска, останова и защиты электродвигателей.
4.12 Разъединителями разрешается:
включать и отключать электрическую цепь без тока;
включать и отключать нейтрали трансформаторов и
заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети
замыкания на землю;
зарядного тока шин и оборудования;
нагрузочного тока до 15А при напряжении 10 кВ и ниже;
включать и отключать токи холостого хода силовых
трансформаторов.
4.13 ПКТ, применяемые для защиты трансформаторов
напряжения, в отличие от ПК имеют константановую вставку,
намотанную на керамический сердечник. Указатель срабатывания у
27
них отсутствует, о перегорании судят по показаниям приборов,
включенных во вторичную цепь трансформаторов напряжения.
4.14 Эти выключатели имеют простейшую дугогасительную
камеру и поэтому не могут отключать токи КЗ.
4.15 Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у
него для отключения имеется пружинный привод.
4.16 Короткозамыкатель в отличие от отделителя имеет одну
колонку изоляторов. В установках 35 кВ применяются два полюса
короткозамыкателя, при которых создается искусственное двухфазное
КЗ. В установках 110 кВ применяется один полюс короткозамыкателя.
Соответствующий вид искусственного КЗ вызывает срабатывание
релейной защиты на питающей линии, чтобы отключить
поврежденный трансформатор. В сети 35кВ однофазные замыкания не
опасны и о возникновении их извещают персонал специальные
сигнальные устройства, а двухфазные КЗ приводят к срабатыванию
релейной защиты. Сети 110 кВ – это сети с большими токами
замыкания на землю, поэтому однофазные КЗ приводят в действие
релейную защиту.
4.17 ВМБ – 10, ВМЭ – 6, С – 35, У – 35, У – 110, У – 220, МКП
– 110.
4.18 В многообъемных выключателях на напряжение 6 – 10 кВ
в бак заливается масло не полностью, под крышкой остается
воздушная подушка. Это необходимо, чтобы уменьшить силу удара в
крышку выключателя, обусловленного высоким давлением,
возникающим в процессе гашения дуги. Если уровень масла будет
недопустимо низок, то газы попадут под крышку сильно нагретыми,
что может вызвать взрыв смеси водорода с воздухом.
4.19 В каждом полюсе У – 220 имеются два дугогасительных
устройства, представляющих собой камеры многократного разрыва.
Внутри изоляционного цилиндра камеры расположены три комплекта
торцевых контактов и подвижные стержневые контакты,
облицованные вольфрамосеребряной металлокерамикой.
4.20 Включающий
электромагнит,
отключающий
электромагнит, блок – контакты, механизм свободного расцепления.
4.21 Универсальный пружинно – грузовой привод типа УПГП
работает на переменном оперативном токе. Операция включения
производится посредством особой включающей пружины, которая
предварительно заводится (сжимается) с помощью рукоятки или
автоматически от ЭД. В сжатом состоянии эта пружина удерживается
защелкой. При подаче импульса на включение специальный
электромагнит, потребляющий небольшую мощность, освобождает
28
защелку у заведенной пружины и последняя производит включение.
При этом происходит сжатие отключающей пружины, также
запираемой защелкой электромагнита отключения. Роль груза
сводится к усилению действия пружин.
4.22 Во избежание нагрева бака вихревыми токами.
4.23 В выключателях этой серии два контура тока: главный и
дугогасительный. При отключении выключателя сначала расходятся
рабочие контакты, но дуга между ними не образуется, так как ток
продолжает проходить в дугогасительном контуре. Под действием
мощных пружин, усилие которых передается через изолирующую
тягу траверсе, контактный стержень выходит из розетки
неподвижного контакта и движется вверх. При размыкании
образуется дуга сначала в нижнем отсеке, а затем в среднем.
Создается встречно – поперечное дутье, способствующее гашению
дуги.
4.24 Три полюса выключателя ВМТ – 110 установлены на
общем основании и управляются пружинным приводом. Полюс
представляет собой маслонаполненную колонну, состоящую из
опорного изолятора, дугогасительного устройства, механизма
управления и электроподогревательных устройств. Дугогасительное
устройство расположено в полом фарфоровом изоляторе,
заполненном трансформаторным маслом. Внутри опорного изолятора
размещены изоляционные тяги, связывающие подвижный контакт с
механизмом
управления.
Маслонаполненные
колонны
герметизированы и находятся под избыточным давлением газа. ВМТ –
220 состоит из трех отдельных полюсов. Каждый полюс имеет по две
маслонаполненные
колонны,
на
которых
установлены
дугогасительные модули.
4.25 За счет применения современных материалов и пластмасс.
Внутренняя поверхность баков изолируется тремя слоями
древеснослоистого пластика и фибры. Контакты облицованы
вольфрамосеребряной металлокерамикой. МКП – 220 имел мощность
отключения 7000 МВА, а У – 220 – 25000 МВА.
4.26 Небольшое количество масла, более удобный доступ к
дугогасительным контактам, применение унифицированных узлов
при разработке выключателей на разные напряжения, меньше
габариты, установка в КРУ.
4.27 Сжатый воздух получают от компрессорной установки,
которая полностью автоматизирована, т.е. при понижении давления
автоматически включается один или более компрессоров, а при
достижении нормального давления они отключаются. Подвод воздуха
29
к выключателю осуществляется двойной магистралью или по
кольцевой схеме.
4.28 Подача сжатого воздуха отрегулирована так, что сначала
он поступает в дугогасительные модули, где размыкаются контакты,
гаснет дуга, а потом заполняется сжатым воздухом отделитель на все
время отключенного положения выключателя, при этом в
дугогасительную камеру сжатый воздух больше не подается и
контакты в ней замыкаются.
4.29 Отделитель в воздушных выключателях служит для
создания изоляционного промежутка при отключенном состоянии
выключателя и используется для включения последнего.
Изоляционный промежуток можно создать отведением вниз контакта
после гашения дуги (внутренний отделитель); размыканием цепи
после гашения дуги открытым ножом отделителя (внешний
отделитель); заполнить сжатым воздухом камеру отделителя,
разомкнуть контакты и не выпускать воздух на все время
отключенного положения выключателя (воздухонаполненный
отделитель).
4.30 Современные воздушные выключатели серии ВВБ, ВВБК,
ВНВ выпускаются на напряжения 110 – 1150 кВ. Выключатели одной
серии отличаются друг от друга количеством модулей, т. е.
одинаковых по конструкции дугогасительных элементов.
4.31 ВВБ – 500 имеет шесть модулей, ВВБК – 500 имеет четыре
модуля.
4.32 Рабочие контакты имеют вид полых усеченных конусов с
радиальными прорезями. Дугогасительные контакты выполнены в
виде дисков, разрезанных спиральными прорезями на три сектора, по
которым движется дуга. В камере глубокий вакуум (10 -4 – 10-6).
Вследствие этого происходит быстрая диффузия заряженных частиц и
мгновенный обрыв дуги.
4.33 Это вызовет резкое увеличение магнитного потока,
произойдет нагрев сердечника из – за увеличившейся индукции, с
другой стороны – повышенный магнитный поток наведет во
вторичной обмотке большую ЭДС до 1000 В и более.
4.34 В вводах силовых трансформаторов и многообъемных
масляных выключателях.
4.35 В них трансформация тока осуществляется дважды путем
применения двух сердечников. Это позволяет снизить расход на
изоляцию, т.к. изоляция каждой половины каскада может быть
выполнена по отношению к земле на напряжение, равное половине
30
фазного, а изоляция одной обмотки каждого сердечника от другой –
на четверть фазного напряжения.
4.36 Схема полной звезды, схема неполной звезды, схема
включения на сумму токов и схема включения на разность токов.
4.37 НОМ имеет два ввода ВН и два ввода НН. ЗНОМ имеет
обмотку ВН, один конец которой заземлен. Поэтому у него один ввод
ВН и два ввода НН.
4.38 По свободным стержням замыкаются потоки, созданные
токами нулевой последовательности, имеющими одинаковое
направление. При отсутствии этих стержней магнитопровода потокам
пришлось бы замыкаться по воздуху, через бак, что привело бы к
значительному нагреву.
4.39 В этих трансформаторах обмотка ВН равномерно
распределена по нескольким магнитопроводам, благодаря чему
облегчается ее изоляция. НКФ – 110 имеет двухстержневой
магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка
ВН, рассчитанная на Uф/2. Обмотки НН намотаны на нижнем стержне
магнитопровода. Такой блок, состоящий из обмоток и
магнитопровода, помещается в фарфоровую рубашку и заливается
маслом.
4.40 Два
однофазных
трансформатора
напряжения
соединяются по схеме неполного треугольника. Три однофазных
трансформатора включаются по схеме звезда с заземленной
нейтралью высшего напряжения. Для измерения напряжения
относительно земли применяют трехфазные трехобмоточные
трансформаторы напряжения НТМИ. В последнем случае обмотка,
соединенная в звезду, используется для подключения измерительных
приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник,
присоединяют реле защиты от замыканий на землю. Таким же
образом
в
трехфазную
группу
соединяются
однофазные
трехобмоточные трансформаторы напряжения типа ЗНОМ и
каскадные трансформаторы НКФ.
4.41 Для защиты от прямых ударов молнии применяют
молниеотводы и защитные тросы, для защиты от перенапряжений
применят разрядники.
4.42 Молниеотводы и разрядники присоединяют к общему
заземляющему устройству станции или подстанции.
4.43 Разрядник типа РВС имеет фарфоровый корпус,
герметически закрытый с обеих сторон крышками, внутри
располагается ряд искровых промежутков с шунтирующими их
сопротивлениями. Искровые промежутки размещены вверху и внизу,
31
а в середине находится комплект вилитовых дисков. Разрядники
РВМГ комплектуются из стандартных элементов, содержащих ряд
магнитных искровых промежутков и вилитовых дисков.
4.44 По напряжению, по току, по отключающей способности;
проверяют на действие тока КЗ.
4.45 По напряжению, по току; проверяют на действие тока КЗ.
4.46 По току, по сопротивлению из условий ограничения тока
КЗ; проверяют на действие тока КЗ, на падение напряжения и
остаточное напряжение при КЗ за реактором.
4.47 По напряжению, по току, по вторичной нагрузке;
проверяют на действие тока КЗ.
4.48 По напряжению, по вторичной нагрузке.
5.1 Схема должна обеспечить надежную работу установки;
простота, наглядность обеспечивает быструю ориентацию персонала
при оперативных переключениях; экономичность; оперативная
гибкость и возможность расширения.
5.2 Ревизия и ремонт одной секции позволяют сохранить в
работе другую секцию. При КЗ на одной секции также остается в
работе другая секция, т.к. повредившаяся секция отключится
секционным выключателем.
5.3 Возможны два режима работы сборных шин: а) в работе
находится одна шина, другая в резерве; б) в работе находятся обе
сборные шины, причем одна половина присоединений зафиксирована
за одной шиной, другая – за второй системой шин при помощи
шинных разъединителей.
5.4 Основным
назначением
шиносоединительного
выключателя (ШСВ) является использование его для надежного и
безопасного перевода цепей с одной системы шин на другую. Другим
назначением ШСВ является замена им линейного выключателя при
ремонте последнего.
5.5 Порядок перевода цепей с одной системы шин на другую в
нормальных условиях при одной рабочей шине, а другой резервной:
включить разъединители в цепи ШСВ; включить ШСВ; включить все
шинные разъединители на резервную шину; отключить все шинные
разъединители от рабочей шины; отключить ШСВ и его
разъединители. Порядок перевода цепей с одной системы шин на
другую в нормальных условиях при фиксированном присоединении
цепей: включить шинные разъединители в цепях тех присоединений ,
которые надо перевести на другую шину; отключить шинные
разъединители от ремонтируемой шины в этих цепях; отключить
ШСВ и его разъединители. Порядок перевода цепей с одной системы
32
шин на другую в случае КЗ на рабочей шине: отключить все
разъединители от рабочей шины; включить разъединители на
резервную шину; включить; включить выключатели всех
присоединений.
5.6 На основании опыта проектирования при выборе числа
секций 6 – 10 кВ считают возможным присоединение к одной секции
следующей мощности: при напряжении 6 кВ один генератор 30 МВт;
при напряжении 10 кВ – один генератор 30 МВт, два генератора по 30
МВт, один генератор по 60 МВт, два генератора по 60 МВт, один
генератор по 100 МВт.
5.7 На выбор числа трансформаторов связи влияют два
фактора: характер нагрузки трансформаторов связи и число секций
ГРУ. Если ТЭЦ только отдает в систему избыточную мощность и
число секций не превышает трех, допустима установка одного
трансформатора связи. Если имеет место реверсивная работа
трансформаторов и число секций превышает три, то необходимо
устанавливать два трансформатора связи. Иногда для симметрии
схемы независимо от режима работы трансформаторов и даже при
двух секциях шин предусматривают два трансформатора связи.
5.8 При таком подключении в случае остановки любого
генератора соответствующая секция будет получать питание с двух
сторон и разность напряжений между секциями уменьшится вдвое по
сравнению с подключением трансформаторов связи к смежным
секциям.
5.9 Эта схема применяется при числе секций ГРУ более трех,
она позволяет выбрать секционные реакторы с меньшим
номинальным током и обеспечить меньшее падение напряжение на
секции при отключении от нее генератора.
5.10 Эти схемы применяются при двух трансформаторах и двух
линиях 35 – 110 кВ. Они позволяют сэкономить две ячейки РУ с
выключателями по сравнению с обычными схемами.
5.11 Число углов или вершин в многоугольнике определяется
числом цепей. Достоинство в том, что экономится число
выключателей; каждая цепь питается с двух сторон; ремонт и ревизия
выключателей проводится без отключения присоединений.
Недостаток – невозможность расширения. Область применения – РУ
220 – 500 кВ.
5.12 Она
позволяет
ремонтировать
выключатель
в
присоединении, не теряя по нему питания.
5.13 Схемы блоков генератор – трансформатор с генераторным
выключателем и без него. Связь между ОРУ разных напряжений
33
выполняется автотрансформаторами связи (АТС) или блочными
автотрансформаторами связи (АТБ).
5.14 При значительной нагрузке 6 – 10 кВ применяют схемы с
ГРУ, при незначительной нагрузке – блочные схемы.
5.15 Схему блока ГТЛ применяют при наличии подстанции,
находящейся на расстоянии от станции не более 30 км.
5.16 Применяется в РУ 330 – 750 кВ. Она особенно надежна
при равенстве числа источников и потребителей.
5.17 Тупиковые подстанции с высокой стороны выполняются
по блочным схемам трансформатор – линия с установкой
разъединителей, предохранителей либо отделителей. Ответвительные
подстанции выполняются по схеме блока трансформатор – линия с
отделителями и короткозамыкателями. Проходные подстанции с
высокой стороны выполняются по схемам «мостика» и
«многоугольника». На мощных узловых подстанциях применяют
схемы с двумя системами сборных шин.
5.18 Применяются схемы с одной секционированной системой
сборных шин. Выключатели устанавливают в комплектных шкафах.
5.19 Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев
приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУН,
освещение ПС, оперативные цепи, система связи, телемеханики,
система пожаротушения, электроприемники компрессорной.
5.20 Для
расчета
капитальных
затрат
пользуются
укрупненными показателями стоимости электрооборудования,
которые учитывают также затраты на транспортировку и монтаж
оборудования.
5.21 Они состоят из трех частей: отчислений на амортизацию;
отчислений на обслуживание и текущий ремонт и стоимости
ежегодных потерь энергии.
5.22 Первый метод: определяется число часов максимальной
нагрузки в году Тмакс; по кривой  =f(Tмакс) находят время
максимальных потерь  ; находят потери энергии по формуле
2
 W=Рхх (8760 – Тр) + Рк (Sмах/Sном)  .
Второй метод: находят потери в стали по формуле
 Wст =Рхх 24(Nз + Nл),
где
Рхх – потери холостого хода;
Nз ,Nл – число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.
34
Определяют ежегодные потери в меди по формуле
2
2
 Wм = РкNз  (Si/Sном)  ti+ РкNл  (Sj/Sном)  tj ,
где
Рк – потери короткого замыкания;
Si, Sj – нагрузка i – й и j – й ступеней зимнего и летнего
графиков нагрузки;
 ti,,  tj – длительности ступеней нагрузки.
Потери в стали и потери в меди суммируют.
5.23 В тех случаях, когда какой – либо вариант дороже по
капитальным затратам (К), но дешевле по эксплуатационным
издержкам (И), определяют срок окупаемости (Т). Величина его
показывает, во сколько лет при последующей эксплуатации окупится
разовый перерасход по капитальным затратам за счет более
экономичной эксплуатации.
Т=(К2 – К1)/(И1 – И2)
5.24 Для
трехобмоточных
трансформаторов
строят
характерные суточные графики нагрузок для каждой обмотки и по
ним рассчитывают потери отдельно для каждой обмотки.
5.25 Если
у
трехобмоточного
автотрансформатора
коэффициенты мощности на всех трех сторонах напряжения равны
между собой, то для расчета потерь энергии пользуются формулами
трехобмоточных трансформаторов. Причем потери Рк,В-Н и Рк,С-Н
должны
быть
приведены
к
номинальной
мощности
автотрансформатора следующим образом:
Рк, В-Н=Р/к, В-Н/а2к2тип,
Рк, С-Н=Р/к,С-Н/а2к2тип,
где Р/к, В-Н, Р/к,С-Н – потери КЗ, отнесенные к номинальной
мощности третичной обмотки SН,ном (задаются заводом);
а – отношение мощностей SН, ном/Sтип;
ктип – коэффициент типовой мощности.
Если коэффициенты мощности на всех трех сторонах
напряжения не равны, то расчет переменных потерь необходимо вести
отдельно для последовательной, общей и третичной обмоток.
5.26 В
РУСН
6
кВ
предусматривается
одиночная
секционированная система шин; число секций выбирается равным
числу котлов; каждые две секции собственных нужд питаются от
35
одного рабочего трансформатора или одной реактированной линии;
кроме рабочего питания предусматривают резервное.
5.27 Определяют необходимую мощность собственных нужд в
зависимости от топлива станции. Отношение мощностей Рс.н.мах/Руст
для пылеугольной составляет 8 – 14 %, а для газомазутной – 5 – 7 %.
Коэффициент спроса кс равен 0,8. Используя эти данные находят
мощность собственных нужд
Sс.н ≥ Рс.н.мах кс
Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд
выбирают по условию
Sном ≥ Sс.н / n,
где
n – число секций 6 кВ в неблочной части;
Sс.н – мощность в неблочной части.
Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд блоков
находят по такому же условию, принимая Рс.н.мах равным мощности
блока, а число их равным числу блоков. Мощность резервного
трансформатора собственных нужд принимается равной мощности
наиболее крупного рабочего трансформатора собственных нужд.
5.28 В процессе эксплуатации возможны кратковременные
понижения напряжения на шинах собственных нужд, что не должно
приводить к расстройству технологического процесса станции. Для
этого необходимо, чтобы двигатели ответственных рабочих машин,
затормозивших при нарушении нормального питания, вновь
развернулись до нормальной частоты вращения, т. е. чтобы состоялся
самозапуск электродвигателей собственных нужд.
5.29 Рабочие трансформаторы с.н. КЭС присоединяются
отпайкой от энергоблока; РУСН 6 кВ выполняется с одной
секционированной системой шин; число секций равно двум при
мощности блока более 160 МВт; число рабочих трансформаторов
собственных нужд равно числу блоков; число резервных
трансформаторов собственных нужд принимается: один – при двух
блоках, два – при числе блоков от трех до шести, три – при семи
блоках и более, причем третий трансформатор не присоединен к
источнику. Резервный трансформатор называются пускорезервным,
так как он служит для замены рабочего трансформатора одного блока
и одновременно может участвовать в пуске или останове другого
блока.
36
5.30 Принципы те же, что и в схеме без генераторных
выключателей. Отличие состоит в количестве и мощности резервных
трансформаторов собственных нужд. Принимается один – при
четырех блоках, при пяти и более – два. Мощность резервного
трансформатора равна мощности рабочего трансформатора с.н.
6.1 На напряжениях 6 – 10 кВ число цепей всегда достаточно
велико и количество аппаратов составляет десятки и сотни единиц.
При установке многочисленной аппаратуры на открытой площадке
усложнялось бы ее обслуживание и увеличилась бы стоимость
изоляции в связи с влиянием окружающей среды. Учитывая
небольшие габариты аппаратуры, размещение ее в здании получается
рациональнее.
6.2 Четыре ячейки: одну ячейку занимает секционный
выключатель и три – секционный реактор, каждая фаза которого
располагается в отдельной ячейке.
6.3 Позволяют ускорить монтаж РУ; обеспечить безопасный
ремонт и обслуживание; возможность применения в качестве
изоляции различных сред и материалов; приводит к сокращению
сроков проектирования и удобству расширения РУ.
6.4 Шкаф КРУ предназначен для установки в здании.
Выключатели в КРУ устанавливаются на тележке, а вместо
разъединителей
применяются
втычные
контакты.
КРУН
предназначены для установки вне помещения. Они имеют
стационарную установку выключателей в шкафу или выкатную
тележку подобно КРУ.
6.5 В каналах закрытых съемными плитами, которые проходят
от приводов выключателей, трансформаторов тока и напряжения и
служат одновременно пешеходными дорожками.
6.6 Это схема электрических соединений, отображающая
размещение оборудования в РУ. Она наглядно связывает
электрическую схему с конструкцией РУ.
6.7 Количество сборных шин; наличие линейных и
секционных реакторов; количество секций РУ; величина
номинального тока РУ, количество отходящих цепей.
6.8 Передвижение трансформатора осуществляется на двух
рельсах с помощью четырех спаренных катков.
6.9 Установка трехобмоточных трансформаторов связана с
выведением ошиновки двух повышенных напряжений от зажимов
трансформатора до ячеек соответствующих открытых РУ, например
110 и 35 кВ или 220 и 110 кВ. Кроме того, должен быть выполнен
третий
токопровод
низшего
напряжения.
Трансформатор
37
устанавливается внутри прямоугольника, образуемого четырьмя
опорами. Вверху эти опоры с трех сторон соединены траверсами.
Четвертая сторона, обращенная к машинному залу для КЭС, траверсы
не имеет. В схеме присоединения трехобмоточного трансформатора
должны быть установлены со всех трех сторон разъединители.
6.10 Гибкие токопроводы состоят из пучков алюминиевых
проводов, равномерно распределенных по окружности, для чего их
закрепляют в кольцах – обоймах. Кольца с токоведущими проводами
крепятся к сталеалюминиевым проводам, воспринимающим
механическую нагрузку. Гибкие токопроводы связывают ГРУ с
мащзалом, ГРУ с трансформатором связи.
6.11 Шинные мосты применяются для связи между
трансформатором и ЗРУ 6 – 10 кВ. Шинный мост выполнен жесткими
шинами, который крепится на штыревых изоляторах, установленных
на металлических или железобетонных конструкциях. На выводе из
РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.
6.12 Каждый элемент в КРУ с элегазовой изоляцией заключают
в металлический герметичный заземленный кожух, заполненный
элегазом под избыточным давлением. Отдельные элементы
соединяют с помощью газоплотных фланцев, а электрические
соединения выполняют стержневыми шинами, размещенными в
металлических корпусах с элегазом, и втычными контактами.
6.13 Здание ГРУ может быть одноэтажным или двухэтажным.
При одноэтажной компоновке в центральной части здания в два ряда
расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее
следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных
выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных
трансформаторов напряжения. У стен здания расположены шкафы
КРУ. Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров.
В двухэтажной компоновке тяжелое оборудование (генераторные
выключатели, реакторы, шкафы КРУ) располагают на первом этаже.
На втором – сборные шины и шинные разъединители.
6.14 ЗРУ 6 – 10 кВ подстанций выполняются комплектными
шкафами КРУ, которые устанавливают в один или два ряда с
коридором обслуживания.
6.15 В принятой компоновке все выключатели размещаются в
один ряд около второй системе шин, что облегчает их обслуживание.
Шинный разъединитель крайней рабочей системы шин –
трехполюсный, а шинные разъединители внутренней рабочей системы
шин – однополюсные. Каждый полюс шинных разъединителей
расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин.
38
Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение
шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными
шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Шинный
портал обходной системы расположен за линейным порталом.
6.16 Разрез по ячейке трансформатора имеет такое же
расположение оборудования, что и в разрезе по ячейке линии, но
имеется два яруса ошиновки для подвода питания от трансформатора,
установленного с другой стороны, чем линия.
6.17 В разрезе по ячейке обходного выключателя нет
линейного и трансформаторного порталов. Связь между сборными
рабочими шинами и обходной шиной осуществляется по нижнему
ярусу ошиновки через шинные разъединители, обходной
выключатель, обходной разъединитель.
6.18 Этот разрез выполняется также, что и разрез по ячейке
трансформатора. Отличие заключается в том, что с верхнего яруса
ошиновки идут ответвления на вторую систему шин, чтобы замкнуть
цепь от первой системы шин через разъединители в цепи
шиносоединительного выключателя и сам шиносоединительный
выключатель.
6.19 Компоновка с установкой выключателей в три ряда
называется трехрядной. Соединительные шины вытянуты вдоль
цепочки аппаратов. Сборные шины и протяженные соединительные
шины выполнены гибкими проводами, а короткие соединения между
соседними аппаратами – трубами. Токоведущие части занимают три
яруса. Оборудование цепочки занимает одну ячейку, если нет
чередования мест присоединений линий и трансформаторов, и две
ячейки – если чередование есть. Шаг ячейки – 28 м.
7.1 Схемы релейной защиты и автоматики, электрических
измерений, управления выключателями, сигнализации, блокировок и
т.п.
7.2 Основные цепи станций и подстанций управляются с
главного щита (ГЩУ). К основным цепям относятся: цепи
генераторов, трансформаторов связи, блоков генератор –
трансформатор, трансформаторов собственных нужд, линий
напряжением 35 кВ и выше, а также цепи шиносоединительных,
секционных и обходных выключателей всех напряжений.
7.3 На
щите
должен
быть
предусмотрен
сигнал,
отображающий положение выключателя в данный момент; цепи
управления должны иметь контроль обрыва цепей; обеспечена
кратковременная подача оперативного тока на отключающие и
включающие электромагниты приводов; должна быть предусмотрена
39
блокировка от «прыганья»; схема должна предусматривать
автоматическое управление.
7.4 Шесть положений: отключено (О), предварительно
включено (В1), включить (В2), включено (В), предварительно
отключено (О1), отключить (О2).
7.5 Эти положения введены для проверки готовности схемы
перед совершением операции управления. Если схема находится в
состоянии готовности, то оператор получает соответствующий
световой сигнал.
7.6 Пульс – пара служит для получения мигающего света в
случае несоответствия положения выключателя положению ключа
управления. В схеме применены два промежуточных реле, одно из
них имеет мгновенно замыкающие контакты, но с выдержкой времени
при размыкании, а другое реле – с мгновенно размыкающими
контактами, но с выдержкой времени на замыкание. Реле друг друга
запитывают.
7.7 При обрыве цепи отключения гаснет красная лампа, при
обрыве цепи включения гаснет зеленая лампа. Одновременно
раздается звуковой сигнал.
7.8 Блокировка от «прыганья» применяется для устранения
многократных включений на существующее КЗ. Чаще используется
специальная электрическая схема с использованием промежуточного
реле KBS. Реле имеет две обмотки: последовательную KBS.1 в цепи
YAT и параллельную KBS.2. При включении выключателя ключом
управления на существующее КЗ в цепи срабатывает РЗ, подавая
питание на отключение выключателя и на срабатывание реле KBS.
Срабатывая, реле KBS размыкает контакты KBS.1 в цепи команды
«включить» и замыкает другую пару контактов KBS.2, что
обеспечивает его подтянутое состояние после отключения
выключателя.
7.9 Схема звуковой аварийной сигнализации выполнена с
помощью реле РИС – Э2М. Основными элементами реле являются
поляризованное реле КНА, трансформатор Т и два транзисторных
переключателя VT1 и VT2. При появлении несоответствия положения
выключателя положению ключа управления подается сигнал на реле
РИС, которое при срабатывании своими контактами замыкает цепь
промежуточного реле, контакты последнего замыкаясь, приводят к
появлению сирены.
7.10 Для создания кратковременного питания электромагнитов
отключения и включения, а также для подготовки цепи последующей
операции включения или отключения.
40
7.11 Звуковой сигнал снимается в результате подачи тока в
обмотку 2 реле КНА. Это осуществляется вручную нажатием на
кнопку центрального съема сигнала SBC или автоматически от
контактов реле ограничения длительности сигнала КТ.
7.12 Для контроля цепей управления.
7.13 Схема с ключом МКВ имеет реле фиксации команд KQQ и
реле команд управления KCC и KCT.
7.14 Запуск
сигнализации
обрыва
цепей
управления
происходит через последовательно включенные размыкающие
контакты реле KQC и KQT. При исправном состоянии цепей
управления обмотка одного реле обтекается током, а другого
обесточена. В результате цепь подачи сигнала обесточена. В случае
обрыва цепи последующей команды управления обмотки обоих реле
оказываются обесточенными, и происходит запуск сигнализации.
7.15 На пульте нанесена мнемоническая схема, на ней же
размещены приборы и аппараты цепи шиносоединительного
выключателя и шинного трансформатора напряжения. На пульте
размещены следующие аппараты управления: командоаппарат, ключ
управления АГП, ключ управления сервомотором изменения числа
оборотов турбины, ключи управления устройствами АРВ, ключи
управления выключателем, табло сигнализации. Назначение
измерительных приборов следующее: в цепи статора генератора
установлены три амперметра, один вольтметр, один ваттметр, один
варметр; в цепи возбуждения – один амперметр и один вольтметр.
Кроме того, один вольтметр установлен для контроля состояния
изоляции генератора.
7.16 На подстанциях 110 кВ и выше по схемам с
выключателями ВН сооружаются общеподстанционные пункты
управления (ОПУ), с центрального щита которого производится
управление трансформаторами, линиями 35 кВ и выше,
аккумуляторной батареей.
7.17 Разряд аккумулятора происходит при замыкании внешней
цепи на нагрузку. Процесс разряда выражается химической реакцией
PbO2 + 2H2SO4 + Pb = 2PbSO4 + 2H2O
Концентрация электролита в порах активной массы снижается.
Это приводит к снижению напряжения на зажимах аккумулятора.
Напряжение снижается тем больше, чем больше ток разряда. Это
объясняется тем, что при разрядах большим током в течение малого
времени диффузия серной кислоты в поры активной массы не
41
успевает за процессом образования сульфата свинца. Сульфат свинца
закрывает доступ к активной массе. В результате этого процесса
емкость одного и того же аккумулятора различна и зависит от
разрядного тока (или длительности разряда).
7.18 Заряд производится от источника постоянного тока
(двигатель – генератора или выпрямительной установки). При этом к
аккумулятору подводится напряжение больше, чем его ЭДС. Процесс
заряда отражается химической формулой
2PbSO4 + 2H2O = PbO2 + 2H2SO4 + Pb
Концентрация электролита в порах активной массы повышается.
Это приводит к повышению напряжения на зажимах аккумулятора.
При напряжении 2,3 В начинается газовыделение. Чтобы не допускать
бурного газовыделения, зарядный ток снижают и продолжают заряд
при напряжении 2,3 В. При наличии регулирования числа банок в
батарее напряжение заряда может достигать 2,5 – 2,7 В на
аккумулятор.
7.19 Аккумуляторы СК – 1 имеют следующие характеристики:
Режим разряда, ч.
10
7,5 5
3
2
1
Разрядный ток, А
3,6 4,5 6
9
11
18,5
Номинальная емкость, А ч.
36
33
30
27
22
18,5
7.20 Нагрузку несет подзарядное устройство, состоящее из
статических преобразователей с кремниевыми вентилями. Батарея
аккумуляторов в нормальном режиме подзаряжается для компенсации
тока саморазряда. В аварийных случаях, когда исчезает переменный
ток на станции, батарея несет полную нагрузку. В режиме подзаряда
на каждом элементе поддерживается напряжение 2,15 – 2,25 В.
7.21 Это устройство для регулирования числа элементов,
присоединенных к шинам, чтобы напряжение сохранялось
постоянным как во время разряда, так и во время заряда равным 230В.
Более современный метод поддержания напряжения – применение
тиристорных зарядно-подзарядных выпрямительных агрегатов с
отказом от элементных коммутаторов.
7.22 На блочных ТЭС на каждом БЩУ устанавливается одна
батарея, для энергоблоков 300 МВт и выше – одна батарея на каждый
блок.
7.23 Вентиляция
выполняется
приточно-вытяжной
с
шестикратным обменом воздуха в час; аккумуляторы должны
устанавливаться на стеллажах или полках шкафа, которые должны
быть защищены от воздействия электролита стойким покрытием.
42
Проходы для обслуживания аккумуляторных батарей должны быть
шириной в свету между аккумуляторами не менее 1м при
двухстороннем обслуживании и 0,8м при одностороннем. Ошиновка
АБ
должна
выполняться
медными
или
алюминиевыми
неизолированными шинами или одножильными кабелями с
кислостойкой изоляцией. Температура в помещении не ниже 150.
7.24 Применяют
разрядники,
искровые
промежутки,
ограничители
перенапряжений,
стержневые
и
тросовые
молниеотводы.
7.25 Корпус разрядника состоит из бакелитовой трубки,
выложенной изнутри фиброй. Трубка снабжена металлическими
наконечниками, причем с одного конца она открыта. Во внутреннем
канале трубки вставлен стержневой электрод, металлически
соединенный с нижним наконечником. Подключается трубчатый
разрядник через внешний искровой промежуток. Это необходимо для
предохранения фибробакелитовой трубки от разрушения токами
утечки.
7.26 В фарфоровом корпусе, герметически закрытом с обеих
сторон металлическими крышками, располагается ряд искровых
промежутков с шунтирующими их сопротивлениями. Искровые
промежутки размещены вверху и внизу фарфорового корпуса. В
середине находится комплект вилитовых дисков. К верхней крышке
подводится провод, присоединяющий разрядник к защищаемому
объекту (сборным шинам, трансформатору и т.п.). Нижнее
металлическое основание заземляется.
7.27 Молниеотвод защищает объект от прямого удара молнии.
Стержневой молниеотвод изготавливают из прокатной стали. В
качестве
тросового
молниеотвода
используется
стальной
оцинкованный спиральный канат марки ТК с площадью сечения 48,26
мм2. Каждый молниеотвод образует вокруг себя строго определенное
пространство, вероятность попадания в которое молний практически
равно нулю. Это пространство называется защитной зоной. В
зависимости от типа, числа и взаимного расположения молниеотводов
зоны защиты имеют самые разнообразные геометрические формы.
7.28 Они служат для защиты линий напряжением выше 1000 В
от прямых ударов молнии. Для ЛЭП 110 кВ и выше на металлических
и железобетонных опорах установка тросов обязательна по всей
длине.
43
Литература
1 Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций
и подстанций: учеб. пособие для вузов. – Л. : Энергоатомиздат, 1985.
– 312 с.
2 Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных
устройств. – Изд. 2-е – М. : Энергия, 1974. – 224 с.
3 Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и
электротехническое оборудование подстанций 35 – 750 кВ / Под ред.
М.Э. Хейфица – Изд. 2-е, перераб., и доп. – М. : Энергия, 1977. – 464
с.
4 Околович М.Н. Проектирование электрических станций:
учебник для вузов. – М. : Энергоиздат, 1982. – 400 с.
5 Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей. – Изд. 14-е – М. : Энергия, 2000. – 224 с.
6 Правила устройства электроустановок. – Изд. 5-е – М. :
Атомиздат, 2001. – 224 с.
7 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование
электрических станций: учебник для техникумов. – Изд.2-е, перераб. –
М. : Энергия, 1980. – 600 с.
8 Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. /
под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. – М. : Энергоиздат, 1982. –
352 с.
9 Справочник по проектированию электроэнергетических
систем. / под ред. С.С. Рокотяна и И.М.Шапиро. – М. : Энергоиздат,
1977. – 288 с.
10 Техника высоких напряжений. / под ред. М.В. Костенко. – М.
: Высшая школа, 1973. – 530 с.
11 Электрическая часть станций и подстанций: учебник для
вузов. / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; под ред.
А.А.Васильева. – М. : Энергия, 1980. – 608 с.
12 Электротехнический справочник. – М. : Энергоиздат, 1980. –
Т1. – 520 с.
13 Электротехнический справочник. – М. : Энергоиздат, 1981. –
Т2. – 640 с.
14 Электротехнический справочник. – М. : Энергоиздат, 1982. –
Т3. – 656 с.
44
Содержание
1
2
3
4
5
6
7
8
Введение………………………………………………………………3
Вопросы к теме «Типы электрических станций»…………………..4
Вопросы к теме «Основное электрооборудование станций ............4
Вопросы к теме «Расчет токов короткого замыкания и
выбор токоведущих частей»…………………………………………6
Вопросы к теме «Конструкции и выбор электрических
аппаратов».............................................................................................8
Вопросы к теме «Схемы электрических соединений
станций и подстанций»......................................................................10
Вопросы к теме «Конструкции распределительных
устройств»...........................................................................................12
Вопросы к теме «Вспомогательные устройства»............................13
Краткие ответы...................................................................................14
Литература...........................................................................................44
45