shpory elektricheskaya chast stancii i podstanc..

Высоковольтные выключатели: назначение, основные требования и типы.
Выключатели являются основными комм-ми аппаратами для включения и отключения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ. Основные требования: вы-ли должны надёжно отключать любые токи: норм реж и КЗ, а также малые инд-ые и емк-ые токи без появления опасных коммутационных перенапряжений. Для сохранения устойчивой работы системы отключение КЗ должно производиться как можно быстрее-быстродействие; вы-ль должен быть приспособлен для быстродействующего АПВ. Конструкция вы-ля должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, вы-ль должен обладать высокой ремонтоспособностью, взрыво- и пожаробезопасностью, сравнительно небольшая стоимость. По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают след типы вы-ей:масляные многообъёмные, масляные малообъёмные, воздушные, электромагнитные, элегазовые, автогазовые, вакуумные. К особой группе отн-ся вы-ли нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. По способу установки различают вы-ли для внутренней и наружной установки, а также для КРУ.












Условия возникновения , горения и гашения дуги в выключателях.
-Дуга зажигается в начальный момент размыкания контактов, вследствие автоэлектронной эмиссии и ударной ионизации.
-Проводимость плазмы дуги приближается к проводимости металлов.
-Температура столба дуги при повышенном давлении достигает 18000 К и выше
-При горении дуги высокая проводимость плазмы обеспечивается за счёт термической ионизации
-При устойчивом горении дуги
Гашение дуги:
-для гашения дуги необходимо, чтобы процессы рекомбинации преобладали над процессами ионизации
-дуга переменного тока каждый полупериод гаснет самопроизвольно, вследствие перехода тока через 0(доли милисекунд)
-для того, чтобы дуга не загорелась вновь необходимо, чтобы электрическая прочность дугового промежутка росла быстрее чем восстанавливающееся напряжение на контактах.
СПОСОБЫ гашения дуги:
-дугогасительные камеры
-дугогасительные среды: масло, сжатый воздух, элегаз, вакуум
-применение многократных разрывов токовой цепи, чем больше напряжение, тем больше разрыв
-применение главных и дугогасительных контактов









Переходные процессы при коммутации выключателей.

При разрыве дуги возникают свободные колебания с угловой частотой:

Переходный процесс приводит к увеличению скорости востанавливания U на контактах. Это может привести к повторному зажиганию.


















4. Многообъемные и малообъемные выключатели. Конструктивные схемы и способ гашения дуги.
Масляные выключатели. Масл. выкл-ли появились прибл-но до 1930 г. и были единств. видом отключающего аппарата в сетях высокого напряжения. Различают баковые и маломасляные. Методы деионизации дугового промежутка в этих выключателях одинаковы. Различие заключается - в изоляции контактной системы от заземленного основания и в количестве масла. Баковые выключатели (БМВ). Здесь дугогасительные устр-ва полюсов помещены в заземленный бак, заполненный маслом, которое используется в качестве газогенерирующего вещества, а также для изоляции контактной системы от заземленного бака. БМВ вып-сь произв-м объед-м «Уралэлектротяжмаш», в настоящее время они сняты с производства. БМВ предназначены для наружной установки. Каждому полюсу соответствует особый бак, в верхней части кот. установлены проходные изоляторы и ТТ. Внутр. Пове-ть бака выложена изоляц-м материалом. К нижним фланцам изоляторов прикреплены дугогасит.камеры. У днища бака располож.устр-во подогрева масла в зимнее время. Недостатки: взрыво- и пожароопасность; необход. периодического контроля за сост. и уровнем масла в баке и вводах; большой объем, масла(обусл-т большую затрату времени на его замену), необход-ть больших запасов масла; неприг-ть для установки внутри помещений; непр-ть для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки. Маломасляные выключатели( МВ). МВ (горшковые) получ. широкое распр-е в закрытых и открытых распред. устройствах всех напряжений. Масло в этих выкл-х в осн. служит дугогасящей средой и частично изоляцией м/ду разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных констр-й осущ-ся фарфором или др. твердыми изолирующ. материалами. Контакты выкл-лей для внутр. установки находятся в стальном бачке (горшке). МВ на 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. На 610 кВ широко примен. выкл-ли подвесного типа. В этих выкл-х корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасит. камера. При больших номин. токах предусматр. рабочие контакты снаружи выкл-ля, а дугогасит. - внутри металлического бачка. При больших отключ. токах на каждый полюс имеется два дугогасит. разрыва. По такой схеме вып-ся выкл-ли серий МГГ и МГ на напр. до 20 кВ включит. Массивные внешние рабоч. контакты увелич. номин.токи (до 9500 А). При 35 кВ и выше корпус выкл-ля вып-ся фарфоровым. В выкл-лях 35, 110 кВ предусм-н один разрыв на полюс, при больших напряж-х - два и более. Выкл-ли серии ВМП широко применяются в КРУ и ЗРУ 6-10 кВ. Эти выкл-ли имеют различное исполнение в зависимости от их назначения (привод поставлялся отдельно, позднее был встроенным). Серия этих выкл-лей рассчитана на номин. токи до 3200 А, а токи отключения -до 31,5 кА. Выкл-ли на 3200 А имеют два параллельных токовых контура -рабочий и дугогасительный. Дугогасит. контур размещен в изоляционном цилиндре с маслом и имеет такое же устройство, как у ВМП-10 на меньшие токи. Для смягчения удара при включении выкл-ля в раме имеется масляный буфер. Там же расположен пружинный буфер, смягчающий удар при отключении. Достоинства: небольшое количество масла; относительно малая масса; более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам; возможность создания серии выкл-лей на разное напряжение с применением унифицированных узлов. Недостатки: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществл. быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.
Область применения МВ - ЗРУ электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35 и ПО кВ, КРУ 6, 10 и 35 кВ и ОРУ 35 и 110 кВ.
5. Воздушные и элегазовые выключатели. Конструктивные схемы и способы гашения дуги.
Воздушные выключатели (ВВ) В ВВ гашение дуги происходит сжатым воздухом при давлении 2-4 МПа, а изоляция токоведущих частей и дугогасит. устройства осущ-ся фарфором или др.твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы ВВ различны и зависят от их номин. напряж, способа создания изоляц-го промежутка м/ду контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасит.устр-во. В выкл-х на большие номин.токи имеется гл. и дугогасит. контур подобно маломасляным выкл-м МГ и МГГ. Осн. часть тока во включенном положении выкл-ля проходит по гл. контактам, располож. открыто. При отключении выкл-ля гл.контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасит.контактам, заключенным в камере. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье м/б продольн. или поперечн. Необход. изоляц. промежуток м/ду контактами в отключ. полож. создается в дугогасит. камере путем разведения контактов на достаточное расстояние. В ВВ для открытой установки на 35 кВ (ВВ-35) достаточно иметь один разрыв на фазу. В выкл-х на 110 кВ и выше после гашения дуги размык. контакты отделителя и камера отделителя ост-ся заполненной сжатым воздухом на все время отключ. положения. При этом в дугогасит. камеру сжатый воздух не подается и контакты в ней замыкаются. Чем выше номин. напряж. и чем больше отключ. мощность, тем больше д/б разрывов в дугогасит. камере и в отделителе.
1-резервуар со сжатым воздухом; 2-дугогаситю камера; 3 шунтирующий резистор; 4 гл. контакты; 5 отделитель
Элегаз (SF6 шестифтористая сера) предст. собой инертный газ, плотность кот. превыш. плотность воздуха в 5 раз. Электрич. прочность элегаза в 2 - 3 раза выше прочности воздуха; при давлении 0,2 МПа электрич. прочность элегаза сравнима с прочностью масла.В элегазе при атмосф. давлении м/б погашена дуга с током, кот. в 100 раз превышает ток, отключ. в воздухе при тех же усл-х. Спос-ть элегаза гасить дугу объясняется тем, что его молекулы улавливают электроны дугового столба и образуют относит. неподв-е отрицат.ионы. Потеря элект-в делает дугу неустойчивой, и она легко гаснет. В струе элегаза, т. е. при газовом дутье, поглощение элект-в из дугового столба происходит еще интенсивнее. В элегазовых выключателях(ЭВ) прим-т автопневматические (автокомпрессионные) дугогасит. устр-ва, в кот. газ в процессе отключ. сжимается поршневым устр-м и направляется в зону дуги. ЭВ предст. собой замкнутую систему без выброса газа наружу.В наст.время ЭВ прим. на всех классах напряж.(6-750 кВ) при давлении 0,15 – 0,6 МПа. Повыш.давление прим-ся для выкл-й более высоких классов напряж. Лучшие ЭВ след-х фирм: ALSTOM; SIEMENS; Merlin Gerin и др. Конструкция выкл-ля серии LF фирмы Merlin Gerin на 6-10 кВ сост.: корпуса выкл-ля, в кот. располож. все три полюса, представ-го собой "сосуд под давлением", запол-й элегазом под низким избыточным давлением (0,15 МПа или 1,5 атм.); механич.привода типа RI; передней панели привода с рукояткой для ручного взвода пружин и индикаторами сост. пружины и выкл-ля; высоковольтных силовых контактных площадок; многоштырьевого разъема для подключ.цепей вторичной коммутации. Автокомпрессионный метод гашения дуги: в выкл-ле LF применен принцип вращения дуги в элегазовой среде и метод автокомпрессии, что в комплексе позволяет создать наилучшие условия для гашения дуги. Это обеспечивает сокращение мощности привода выключателя, снижение износа дугогасительных контактов и, таким образом, повышает механический и электрический ресурс.

6. Вакуумные выключатели. Область применения и основные элементы конструкции.
Электрическая прочность вакуума значительно выше прочности других сред, применяемых в выключателях. Объясняется это увеличением длины среднего свободного пробега электронов, атомов, ионов и молекул по мере уменьшения давления. В вакууме длина свободного пробега частиц превышает размеры вакуумной камеры.

Рис1. Восстанавливающаяся электрическая прочность промежутка длиной 1/4 " после отключения тока 1600 А в вакууме и различных газах при атмосферном давлении.
В этих условиях удары частиц о стенки камеры происходят значительно чаще, чем соударения между частицами.
Коммутации тока вакуумными выключателями
На Рис. 11 схематически показана схема замещения при отключении аварийного участка, при этом электрическая цепь сокращается на величину аварийного участка. Нагрузка, которая питается через выключатель, на схеме не показана, поскольку возникшее короткое замыкание отсекает ее от источника энергии.


На схеме указаны элементы цепи:
L - индуктивность линии, ограничивающая величину тока КЗ в аварийной точке; С - паразитная емкость цепи.
Активное сопротивление линии и прочие факторы, определяющие потери настолько незначительны, что ими можно пренебречь. Контакты выключателя размыкаются, отключая аварийный ток.
Когда контакты, по которым протекает ток, размыкаются, независимо от типа дугогасящей среды, в которой находятся контакты (вакуум, жидкость или газ), между ними возникает электрическая дуга. Имея достаточную электрическую проводимость, возникшая между контактами, дуга обеспечивает току короткого замыкания путь для его дальнейшего протекания.
При переходе тока через естественный нуль, дуга в промежутке между контактами гаснет, исчезает мостик для протекания тока по контактам, и ток от источника переходит в паразитную емкость линии С, заряжая ее до напряжения источника (фактически на разомкнутых контактах выключателя восстанавливается напряжение источника). Восстановление напряжение на контактах выключателя имеет резонансный характер, а кривая, описывающая этот процесс, представляет собой кривую напряжения источника, на которую наложены затухающие высокочастотные колебания переходного процесса. Высокочастотное напряжение, возникающее на контактах выключателя после отключения тока, носит название переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН). Задача отключения тока, по сути дела, сводится к быстрому превращению вещества межконтактного промежутка из неплохого проводника тока в отличный изолятор, способный выдержать воздействие ПВН.
Уровень вакуума (остаточное давление газов) в современных промышленных дугогасительных камерах обычно составляет 10-7-10-6 Па. В соответствии с теорией электропрочности газов, необходимые изоляционные качества вакуумного промежутка достигаются и при меньших уровнях вакуума (порядка 10-3 Па), однако для современного уровня вакуумных технологий, создание и поддержание в течение времени жизни вакуумной камеры уровня 10-6 Па не составляет проблемы. Это обеспечивает вакуумным камерам запасы электропрочности на весь срок эксплуатации (20-30 лет).
Вакуумная дуга имеет ряд особенностей: При размыкании контактов в вакууме, весь ток устремляется к последней оставшейся точке контакта, вызывая интенсивный местный нагрев в этой точке. При дальнейшем разведении контактов формируется мостик из расплавленного металла, который, вследствие огромной плотности тока в нем, мгновенно разогревается и взрывается, создавая дугу в среде ионизированных металлических паров, образовавшихся в результате взрыва. Ионизированный металлический пар является хорошим проводником тока, и в межэлектродном промежутке начинается устойчивый дуговой разряд.












7. Разъединители. Назначение, классификация, особенности конструкции и принципы работы.
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Однако для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций:
отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;
отключения и включения зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);
отключения и включения нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже;
разъединителем разрешается производить также операции, если он надежно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоединйтельным или обходным выключателем);
разъединителями и отделителями разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий.
Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации разъединителей следует стремиться к применению разъединителей преимущественно трехполюсного типа. Чтобы исключить ошибочные действия с разъединителями, устанавливают блокировки (механические, электрические), которые разрешают оперировать с разъединителями только в том случае, если связанный с ними выключатель отключен.
По конструкции различают рубящие, поворотные, катящиеся и пантографические разъединители.
Конструкцией разъединителя во многом определяются размеры РУ.
Важным элементом электроустановки высокого напряжения являются заземляющие разъединители. В большинстве случаев (при напряжениях до 500 кВ) заземляющий разъединитель монтируется на общей раме с основным разъединителем и блокируется с ним механически. Блокировка разрешает включение заземляющего разъединителя только при отключенном основном и наоборот. Разъединители могут выполняться с одним или двумя заземляющими ножами (число заземляющих ножей обозначается цифрой 1 или 2 после первой черточки: РНДЗ-1-200У/2000 ). В настоящее время «Уралэлектротяжмаш» на напряжения 110-220 кВ выпускает усовершенствованную серию разъединителей РПД. В установках со сборными шинами в качестве шинных разъединителей выбирают разъединители с одним заземляющим ножом, в качестве линейных - с двумя заземляющими ножами. При напряжении 750 кВ и выше целесообразна раздельная установка основного и заземляющего разъединителя.








8. Отделители и короткозамыкатели. Назначение, классификация, особенности конструкций и принцип работы.
Отделитель представляет собой обычный трехполюсный разъединитель, снабженный приводом для автоматического управления и способный по команде соответствующего автоматического устройства совершать операции отключения участков цепи, предварительно отключенных выключателями.
Короткозамыкатель представляет собой однополюсный или двухполюсный (в зависимости от рабочего заземления сети) разъединитель, снабженный пружинным приводом для автоматического включения и предназначенный для соединений провода (проводов) трехфазной системы с землей по ручной команде или от релейной защиты.
Поясним назначение отделителей и короткозамыкателей на следующем примере. К одиночной линии 35- 220 кВ (рис. 14.9) присоединены два понижающих трансформатора через разъединители QS или выключатели нагрузки, но без силовых выключателей в целях экономии средств. В случае повреждения одного из трансформаторов он должен быть отключен вместе с линией линейным выключателем Q, расположенным на значительном расстоянии. Релейная защита, установленная в начале линии, может не сработать при внутреннем повреждении трансформатора, если ток мал. Срабатывает более чувствительная защита трансформатора (дифференциальная, газовая). Она подает команду на включение короткозамыкате-ля QN. В эффективно-заземленных сетях достаточно иметь однополюсный короткозамыкатель; в незаземленпых и компенсированных сетях необходимо иметь двухполюсный короткозамыкатель. При срабатывании короткозамыкателя ток резко увеличивается и линейная защита отключает линию вместе с трансформаторами. После отключения линии срабатывает отделитель QR и изолирует поврежденный трансформатор от сети. Линия включается повторно (автоматически), и электроснабжение потребителей, присоединенных к другим трансформаторам, восстанавливается. Поврежденный трансформатор выводится в ремонт.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема поясняющая включение отделителей и короткозамыкателей
Отделители серии ОД (двухколонковые) отличаются от разъединителей серии .РНД только устройством привода. Они снабжены пружинными приводами, действующими при подаче соответствующей команды на отключение. Включение производится вручную. Время отключения составляет 0,51 с.
Короткозамыкатель серии КЗ имеет один опорный изолятор, на головке которого установлены неподвижный контакт и зажим для присоединения провода. Заземляющий нож укреплен.на валу и при включении поворачивается на угол 60°. Короткозамыкатель снабжен пружинным приводом, действующим на включение. Отключение производится в ручную. Время включения короткозамыкателя составляет 0,4 с.





9. Условия выбора выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.
Разъединители, отделители и короткозамыкатели выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному длительному току Iном, а в режиме КЗ проверяют на термическую и электродинамическую стойкость. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.
Расчетные величины для выбора перечисленных аппаратов те же, что и для выключателей.
Для правильного выбора аппаратов необходимо учитывать их перегрузочную способность и температуру окружающей среды. Нормированная температура окружающей среды для аппаратов +35°С. Допускается работа при температуре выше +35°С, но не более +60°С и при условии снижения нагрузки, характеризуемого следующими коэффициентами:
Темп. окр. среды, °С 35 40 45 50 55 60
Коэф. снижения нагр. ... . 1,0 0,94 0.87 0,79 0,71 0,61
При температуре ниже +35°С допустимый ток может быть увеличен, но не более чем на 20 %:
Темпер. окр. среды, °С . 35 30 25 20 15 10 5 0
Коэф. дополн. нагрузки 1,0 1,03 1,06 1.09 1,1 1,15 1,18 1,20
Условия выбора аппаратов сводят в таблицу типа табл. 2.1.
Таблица 2.1. Условия выбора разъединителей

Расчетные параметры цепи
Каталожные данные разъединителя
Условия выбора

Uуст
Uном
Uуст
·Uном

Iраб.утяж
Iном
Iраб.утяж.
·Iном


Iм.дин.

·Iм.дин.


Iт,tт
13EMBED Equation.31415


Выбор выключателей
Выбор выключателей производят по следующим параметрам:
по напряжению электроустановки
Uуст
·Uном
по длительному току
Iраб.н
· Iном; Iраб.утяж.
· Iном
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям
Iп.0.
· Iдин.; i.у.
· Iм дин.,
где Iп.0 и i.у расчетные, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель.
Таблица 1. Выбор выключателей
Расчетные параметры
цепи
Каталожные данные
выключателя

Условие выбора


Uуст
Uном
Uуст
· Uном

Iраб.утж
Iном
Iраб.утж
· Iном

Iп(
Iоткл
Iп(
· Iоткл

13EMBED Equation.31415
(ном
(
· (ном

13EMBED Equation.31415

13EMBED Equation.31415
·

·13EMBED Equation.3141513EMBED Equation.31415

Iп0
Iвкл
Iп0
· Iвкл


Imвкл

· Iтвкл

Iп0
Iдин
Iп0
· Iдин


Imдин

· Imдин


IТ, tТ

· I2Т·tТ
















10. Плавкие предохранители: серии, устройство предохранителей, условия выбора.
Предохранители ПКТ, ПКН предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов напряжения в сетях трехфазного переменного тока частоты 50Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 6 кВ и 10 кВ. В цепях трансформаторов напряжения устанавливаются предохранители типа ПКН (ПКТН). Они применяются в РУ 6, 10, 35кВ и отличаются от обычных кварцевых предохранителей материалом плавкой вставки, изготовляемой из константановой проволоки. В предохранителях указанного типа отсутствуют также указатели срабатывания.
Устройство и работа предохранителей
Предохранители состоят из одного или двух патронов, вставляемых в контакты, которые укреплены на опорных изоляторах. Изоляторы устанавливаются на специальном цоколе или непосредственно на элементах конструкции.
Предохранитель состоит из: торцевая крышка; латунный колпачок; фарфоровая трубка; кварцевый песок; плавкая вставка; шарики из олова; указатель срабатывания.
Предохранители с кварцевым наполнителем являются токоограничивающими. Отключение тока короткого замыкания в предохранителях с кварцевым песком обеспечивается за счет интенсивной деионизации дуги, возникающей на месте пролегания плавкой вставки, в узких щелях между песчинками наполнителя. Срабатывание патрона определяется в предохранителях серий ПКТ101, ПКТ102, ПКТ103 по указателю срабатывания, выдвигающемуся наружу под воздействием пружины после перегорания нихромовой проволоки, а в предохранителях серии ПКН-001 - по отсутствию показаний приборов, включенных во вторичные цепи трансформатора напряжения.
11. Выключатели нагрузки: назначение, особенности конструкций, принцип работы.
Выключатель нагрузки представляет собой трехполюсный коммутационный аппарат переменного тока для напряжения свыше 1 кВ, рассчитанный на отключение рабочего тока, и снабженный приводом для неавтоматического или автоматического управления. Выключатели нагрузки не предназначены для отключения тока КЗ, но включающая их способность соответствует электродинамической стойкости при КЗ. В распределительных сетях 6-10 кВ, выключателями нагрузки обычно называют выключатели с отключающей способностью меньше 20 кА.
Выключатели нагрузки применяют в присоединениях силовых трансформаторов на стороне высшего напряжения (6-10 кВ) вместо силовых выключателей, если это возможно по условиям работы электроустановки. Поскольку они не рассчитаны на отключение тока КЗ, функции автоматического отключения трансформаторов в случае их повреждения возлагают на плавкие предохранители либо на выключатели, принадлежащие предшествующим звеньям системы, например на линейные выключатели, расположенные ближе к источнику энергии. В связи с совершенствованием конструкций выключателей нагрузки область их применения расширяется.
В распределительных сетях наиболее распространены конструкции выключателей нагрузки с гасительными устройствами газогенерирующего типа. Отечественные аппаратные заводы выпускают выключатели нагрузки этого вида (ВНП-16, ВНП-17, ВНП-10) для номинальных напряжений 6 и 10 кВ. На опорных изоляторах разъединителя укреплены гасительные камеры. К ножам разъединителя прикреплены вспомогательные ножи. Изменен также привод разъединителя, чтобы обеспечить необходимую скорость движения ножей при включении и отключении.
В положении «включено» вспомогательные ножи входят в гасительные камеры. Контакты разъединителя 2 и скользящие контакты гасительных камер замкнуты. Большая часть тока проходит через контакты разъединителя, в процессе отключения сначала размыкаются контакты разъединителя; при этом ток смещается через вспомогательные ножи в гасительные камеры. Несколько позднее размыкаются контакты в камере. Зажигаются дуги, которые гасятся в потоке газов - продуктов разложения вкладышей из органического стекла. В положении «отключено» вспомогательные ножи находятся вне гасительных камер; при этом обеспечиваются достаточные изоляционные разрывы. Наибольший ток отключения выключателя типа ВН (активный или индуктивный, но не емкостный) равен 800 А при номинальном напряжении 6 кВ и 400 А при напряжении 10 кВ, номинальные продолжительные токи в 2 раза меньше и соответствуют рабочим токам разъединителей.





















12. Приводы выключателей и разъединителей.
Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.
Привод - это специальное устройство, создающее необходимое усилие для производства перечисленных операций. В некоторых выключателях привод конструктивно связан в одно целое с его контактной системой (воздушные выключатели).
Основными частями привода являются: включающий механизм, запирающий механизм (защелка, собачка), который удерживает выключатель во включенном положении, и расцепляющий механизм, освобождающий защелку при отключении.
Наибольшая работа в существующих конструкциях выключателем совершается приводом при включении, так как при этой операции преодолевается собственная масса подвижных контактов, сопротивление отключающих пружин, трение и силы инерции в движущихся частях. При включении на существующее к. з. механизм привода, кроме того, должен преодолеть электродинамические усилия, отталкивающие контакты друг от друга.
Операция включения во избежание приваривания контактов выключателя должна производиться быстро. Чем меньше время включения, тем меньше пауза при АПВ.
При отключении работа привода сводится к освобождению защелки, удерживающей механизм во включенном положении. Само отключение происходит за счет силы сжатых или растянутых отключающих пружин.
В зависимости от источника энергии, затрачиваемой на включение и отключение, имеются ручные, пружинные, грузовые, электромагнитные, пневматические приводы.
Ручные приводы применяются для маломощных выключателей (выключателей нагрузки), когда мускульной силы оператора достаточно для совершения работы включения. Отключение может быть автоматическим с помощью реле, встроенных в привод.
Приводы воздушных выключателей отличаются отсутствием отключающих пружин, устройством передаточного механизма и др. Включение и отключение воздушных выключателей осуществляется пневмоклапанами, которые управляются соответствующими электромагнитами.
Источником энергии, необходимой для управления выключателем, является электрическая система. Однако энергия из системы не поступает непосредственно в привод, а предварительно преобразуется и аккумулируется в том или ином виде, например в аккумуляторных батареях для электромагнитных приводов, в ресиверах сжатого воздуха для пневматических приводов, в напряженных пружинах в пружинных приводах. Аккумуляторы энергии любого вида обеспечивают работу привода в аварийных условиях при отсутствии энергии в рассматриваемой части системы.
В современных типах маломасляных и вакуумных выключателей применяемых в распределительных сетях 6-10 кВ применяются встроенные электромагнитные и пружинные приводы, а для элегазовых выключателей применяются также гидравлические приводы.
Приводы должны отвечать следующим требованиям:
они должны быть исключительно надежными в эксплуатации; привод может находиться в бездействии в течение недель и месяцев и при подаче команды на отключение должен сработать также хорошо, как после только что проведенного ремонта и испытания;
операции включения, отключения, многократного повторного включения должны протекать в течение минимального времени;
должна быть обеспечена возможность включения выключателя при временном нарушении работы станции, подстанции и отсутствии энергии в рассматриваемой части системы.

13. Назначение и устройство вакуумного реклоузера РВА/TEL.
Реклоузер РВА/TEL – автоматический пункт секционирования сети в состав которого входит коммутационный модуль и шкаф управления с микропроцессорной релейной защитой и автоматикой. (применяется в распред сетях 6-10кВ)
Выполняет функции:
-Оперативные переключения в распределительной сети
(местная и дистанционная реконфигурация)
-Автоматическое отключения поврежденного участка
-Автоматическое повторное включение линии
-Автоматическое выделение поврежденного участка
-Автоматическое восстановление питания на неповрежденных
участках сети
-Автоматический сбор информации о параметрах режимов
работы сети
Конструкция:модуль коммутационный, шкаф управления, программное обеспечение,соединительные кабели. Модуль коммутационныйсостоит:соед-ых кабелей, зажимов, болта заземления, кольца механической блокировки,соед-го устройства,вакуумного выключателя указателя положения главных контактов, токоведущих шин, изоляции.
Шкаф управления:аккумуляторная батарея, панели управления, модуль дискретных входов/выходов, модуль основного микропроцессора, модуль управления, порты, модуль безперебойного питания.
Основные преимущества РВА/TEL :
высокий механический и коммутационный ресурсы
малые времена включения и отключения
трехкратное быстрое АПВ
самодиагностика
устойчивость к электромагнитным воздействиям
простота монтажа и эксплуатации
минимальное обслуживание
Внедрение реклоузеров позволяет:
Создать управляемую визуализированную сеть
Оптимизировать режимы работы сети
Получать необходимый объем информации для принятия оперативных и плановых решений
Снизить недоотпуск электроэнергии, а соответственно повысить надежность электроснабжения
Снизить затраты на обслуживание сети
Повысить технический уровень эксплуатации распределительных сетей
Реализовать современные принципы построения, управления и автоматизации распределительных сетей






















14. Измерительные трансформаторы напряжения. Режим работы, классы точности. Погрешности. Схемы включения ТН.
Общие сведения и схемы соединения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/13 EMBED Equation.3 1415В,и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рис; первичная обмотка включена на напряжение сети U1, а ко вторичной обмотке (напряжение U2) присоединены параллельно катушки измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один из выходов вторичной обмотки заземлен. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.













Рис. Схема включения трансформатора напряжения.
Трансформаторы напряжения характеризуются номинальными значениями первичного напряжения U1ном, вторичного напряжения U2ном (обычно 100 В или 100/13 EMBED Equation.3 1415), коэффициента трансформации К=U1ном/ U2ном. В зависимости от погрешности различают следующие классы точности трансформаторов напряжения: 0,2;0,5; 1;3.
Вторичная нагрузка трансформатора напряженияэто мощность внешней вторичной цепи S2=13 EMBED Equation.3 1415 ; под номинальной вторичной нагрузкой S2ном понимают наибольшую нагрузку, при которой погрешность не выходит за допустимые пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности.
Погрешности трансформаторов напряжения
Погрешности трансформатора напряжения зависят от размеров магнито-провода, магнитных свойств стали, конструкции обмотки, сечения проводов, а также от присоединенной нагрузки и первичного напряжения. Чтобы уменьшить погрешности трансформаторов напряжения, выбирают меньшую плотность тока в обмотках и меньшую магнитную индукцию в магнитопроводе по сравнению с соответствующими значениями для силовых трансформаторов. Магнитное рассеяние у трансформаторов напряжения значительно меньше, чем у силовых трансформаторов: напряжение КЗ составляет только 0,4 - 1,0%.
Погрешности однофазных трансформаторов напряжения могут быть определены аналитически из схемы замещения трансформатора. Сопротивления вторичной обмотки трансформаторов Х2 и R2. сопротивления внешней цепи X и R, вторичный ток 12 и вторичное напряжение U2 должны быть приведены к числу витков первичной обмотки согласно выражениям:
Х'2 = Х2п2; R'2 = R2п2; X' = Хп2; R' = Rп2






Основные типы и конструкции ТН. Схемы соединения обмоток и схемы включения ТН.
В установках напряжением до 18 кВ применяются трехфазные и однофазные трансформаторы, при более высоких напряжениях - только однофазные. При напряжениях до 20 кВ имеется большое число типов трансформаторов напряжения: сухие (НОС), масляные (НОМ, ЗНОМ. НТМИ, НТМК), с литой изоляцией (ЗНОЛ). Следует отличать однофазные двухобмоточные трансформаторы типа НОМ от однофазных трехобмоточных трансформаторов ЗНОМ.
















Рис.Трансформаторы напряжения однофазные масляные
а типа НОМ-35; б типа ЗНОМ-35; 1 ввод высокого напряжения; 2 коробка вводов НН; 3 бак.
В установках напряжением 110 кВ и выше применяют трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ и емкостные делители напряжения НДЕ. Два однофазных трансформатора напряжения, соединенные в неполный треугольник, позволяют измерять два линейных напряжения. Целесообразна такая схема для подключения счетчиков и ваттметров. Для измерения линейных и фазных напряжений могут быть использованы три однофазных
трансформатора (ЗНОМ, ЗНОЛ), соединенные по схеме «звезда звезда», или трехфазный типа НТМИ. Так же соединяются в трехфазную группу однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и НКФ.












Рис Схема соединения трансформаторов напряжения в неполный треугольник, применяется для подключения расчетных счетчиков. Присоединение расчетных счетчиков к трехфазным трансформаторам напряжения не рекомендуется, т.к. они имеют, обычно, несимметричную магнитную систему и увеличенную погрешность. Для этой цели желательно устанавливать группу из двух однофазных трансформаторов соединенных в неполный треугольник.






16. Измерительные трансформаторы тока. Принцип устройства, режим работы, классы точности, погрешности.
Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током Iном1 (стандартная шкала номинальных первичных токов содержит значения от 1 до 40000 А) и номинальным вторичным током Iном2, который принят равным 5 или 1 А. Отношение номинального первичного к номинальному вторичному току представляет собой коэффициент трансформации К= Iном1/ Iном2
Трансформаторы тока характеризуются токовой погрешностью
·I=(I2K-I1)*100/I1 (в процентах) и угловой погрешностью б (в минутах). В зависимости от токовой погрешности измерительные трансформаторы тока разделены на пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Наименование класса точности соответствует предельной токовой погрешности трансформатора тока при первичном токе, равном 11,2 номинального. Для лабораторных измерений предназначены трансформаторы тока класса точности 0,2, для присоединений счетчиков электроэнергии - класса 0,5, для присоединения щитовых измерительных приборов -классов 1 и 3.
Нагрузка трансформатора тока - это полное сопротивление внешней цепи Z2, выраженное в омах. Сопротивления r2 и х2 представляют собой сопротивление приборов, проводов и контактов. Нагрузку трансформатора можно также характеризовать кажущейся мощностью S213 EMBED Equation.3 1415 В*А. Под номинальной нагрузкой трансформатора тока Z2ном понимают нагрузку, при которой погрешности не выходят за пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности. Значение Z2ном дается в каталогах.
Электродинамическую стойкость трансформаторов тока характеризуют номинальным током динамической стойкости Iм.дин. или отношением
kдин =13 EMBED Equation.3 1415 Термическая стойкость определяется номинальным током термической стойкости Iт или отношением kт= Iт / I1ном и допустимым временем действия тока термической стойкости tт.
По конструкции различают трансформаторы тока катушечные, одновитковые (типа ТПОЛ), многовитковые с литой изоляцией (типа ТПЛ и ТЛМ). Трансформатор типа ТЛМ предназначен для КРУ и конструктивно совмещен с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки. Для больших токов применяют трансформаторы типа ТШЛ и ТПШЛ, у которых роль первичной обмотки выполняет шина. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется стойкостью шины. Для ОРУ выпускают трансформаторы типа ТФН в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа ТРН. Для релейной защиты имеются специальные конструкции. На выводах масляных баковых выключателей и силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше устанавливаются встроенные трансформаторы тока. Погрешность их при прочих равных условиях больше, чем у отдельно стоящих трансформаторов.


















18. Как осуществляется выбор трансформаторов тока и напряжения.
Условия выбора трансформаторов тока приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1. Условия выбора трансформаторов тока
Расчетные параметры цепи

Каталожные данные трансформатора тока

Условия выбора


Uуст
Uном
Uуст
·Uном

Iраб.утяж
Iном
Iраб.утяж.
·Iном


Iм.дин.,kдин

·Iм.дин.; iу
· 13 EMBED Equation.3 1415


Iт , tт , kт, I1ном
13 EMBED Equation.3 1415; Bк
·( kтI1ном)2tт

Z2.расч
Z2.ном
Z2.расч
· Z2.ном



















19. Токоограничивающие реакторы. Назначение, основные параметры, условия выбора.
Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, что позволяет применять более легкие и дешевые выключатели и уменьшать площадь сечений кабелей, а следовательно, удешевлять РУ и распределительные сети.
Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6 и 10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используют в установках напряжением 35 кВ, а также при напряжении ниже 1000 В.
Для ограничения тока КЗ в РУ 610 кВ ТЭЦ применяют секционные и линейные реакторы и групповые(рис.).

Рис.. Схема включения реакторов в РУ генераторного напряжения
На подстанциях токоограничивающие реакторы применяются обычно при большой мощности силовых трансформаторов, когда в РУ низкого напряжения оказываются большие уровни токов короткого замыкания. Реакторы для ограничения токов короткого замыкания при этом устанавливаются последовательно с обмоткой низкого напряжения трансформатора
Для ограничения тока КЗ целесообразно иметь возможно большее индуктивное сопротивление реактора. Однако значение Хр должно быть ограничено допустимым значением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (1,52% номинального). Реакторы включенные последовательно в цепь одной или нескольких линий ограничивают ток КЗ в распределительной сети , а также поддерживают остаточное напряжение Uост на шинах установки при КЗ за реактором. Последнее благоприятно сказывается на потребителях электрической энергии. Допустимое остаточное напряжение на шинах зависит от типа потребителей и быстродействия устройств РЗА.
По конструкции различают одинарные и сдвоенные и сдвоенные реакторы.
При большом числе линий применяют групповые реакторы, т. е. один реактор на несколько линий. Затраты, связанные с установкой реактора, в этом случае уменьшаются, однако уменьшается и токоограничивающее действие реактора с большим номинальным током при заданном значении потери напряжения.
Сдвоенные реакторы лишены недостатков групповых реакторов. К среднему выводу реактора присоединены источники питания, а потребители подключаются к крайним выводам (рис.). Сдвоенные реакторы характеризуются номинальным напряжением, номинальным током ветви и сопротивлением одной ветви хр=хв=
·L при отсутствии тока в другой. В нормальном режиме работы установки потеря напряжения в ветви реактора с учетом взаимной индукции ветвей определится как
13 EMBED Equation.3 1415
где Кс= М/L коэффициент связи ветвей реактора.
Если Хв=13 EMBED Equation.3 1415, то индуктивное сопротивление ветви с учетом взаимной индукции 13 EMBED Equation.3 1415.Обычно коэффициент связи Кс близок к 0,5, тогда 13 EMBED Equation.3 1415 т. е. потеря напряжения в сдвоенном реакторе вдвое меньше по сравнению с обычным реактором. При КЗ за одной из ветвей ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Влияние взаимной индукции мало, и Хр=Хв, т. е. сопротивление реактора при КЗ вдвое больше, чем в нормальном режиме.
20. Конструкции и типы комплектных токопроводов.
Шинные вводы, шинные мосты, токопроводы от силовых трансформаторов до вводной ячейки. Номинальные токи до 3200А; ilдин.с до 125000А; Iтер.с. до 40000А 3-х секундный. Экраны стальные или алюминиевые. Перегородки из немагнитного материала (асбестоцементные, алюминиевые). Температуры токоведущих частей не должна превышать 120 град, оболочек недоступных для прикосновения 110 град, доступных-80.
Трехфазно-экранированные токопроводы. С круглым кожухом: ТЗК-6(закрытый, комплектный); ТЗКР-6(с разделительными перегородками); ТКС-10(симметричный); КВШ-токопроводы шинных вводов(предусмотрена транспозиция); ТУК, ТУКр 8(унифицированные); ТЗВ-10(закрытый с выемными изоляторами); ТЗК-10. С прямоугольным кожухом: КЗШ-6, ТКЗ; ТКЭП-пофазно экранированные.
Пофазно-экранированные токопроводы-КЭТ(3м секция)- на мощности генераторов-200,300,500МВт; ТЭК(8м-секция); ТЭН (непрерывные, сварные)-200,300,500,800МВт.
ТЭКН-6, ТКЭН-6-наружней установки















21. Главные схемы электрических соединений: определения и основные требования.
Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) это совокупность основного оборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми связями между ними.
Требования предъявляемые к главным схемам электрических соединений:
Надежность электроснабжения потребителей- оценивается частотой 13 EMBED Equation.3 1415 и временем Тп нарушения электроснабжения, теряемой мощностью 13 EMBED Equation.3 1415 и математическим ожиданием ущерба М(у)от недоотпуска электроэнергии.
приспособленность к проведению ремонтных работ;
оперативная гибкость электрической схемы- оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений;
экономическая целесообразность- по приведенным затратам.
Факторы влияющие на выбор главной схемы электрических соединений:
Значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы;
положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей;
категория потребителей по степени надежности электроснабжения.
Перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции (подстанции) и прилегающих сетей

Этапы проектирования главной схемы электрических соединений
1. Составление структурной схемы и выбор основного электрооборудования;
2. Выбор схем распредустройств;
3. Выбор электрических аппаратов;
4. Выбор схем и оборудования собственных нужд (СН).

Схемы трансформаторных подстанций
Трансформаторные подстанции представляют собой электроустановки, предназначенные для преобразования напряжения сетей с целью экономичного распределения электроэнергии.

Классификация подстанций
- по напряжению сети высокого напряжения
-по количеству трансформаторов.
-по принадлежности и роли подстанции- районные п/ст и ГПП;
- в зависимости от положения в сети высокого напряжения: узловые, проходные, на ответвлениях, концевые;

На подстанциях устанавливаются, как правило, два трансформатора. Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для неответственных потребителей 3-й категории или как первая очередь двухтрансформаторной подстанции.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
22. Структурные схемы ТЭЦ и их условия применения.
ТЭЦ предназначены для снабжения теплом и электроэнергией ближайших потребителей городов и предприятий. В связи с этим, значительное количество вырабатываемой электроэнергии может распределяться на генераторном напряжении (6-10 кВ). Структурные схемы ТЭЦ зависят от соотношения мощностей распределяемых между РУ разных напряжений и номинальной мощности применяемых генераторов. В настоящее время на ТЭЦ применяются теплофикационные агрегаты с максимальной мощностью 200- 220 МВт. Но при этом обычно генераторы до 100 МВт выпускаются с номинальным напряжением до 10 кВ. Генераторы большей мощности имеют больше номинальное напряжение 13,8кВ , 15кВ, 18кВ. При этом для питания местной нагрузки необходимо устанавливать понижающие трансформаторы. Связь между РУ разных напряжений осуществляется с помощью трансформаторов или автотрансформаторов связи, а их мощность определяется исходя из возможных перетоков мощности в максимальном и минимальном режиме потребления на генераторном напряжении. При этом рассматриваются два основных режима.
Выдача избыточной мощности в систему при минимальной нагрузке на генераторном напряжении: 13 EMBED Equation.3 1415.
Обеспечение перетока из энергосистемы недостающей мощности при максимуме нагрузки на генераторном напряжении и отключении наиболее мощного генератора: 13 EMBED Equation.3 1415.
При отключении одного из трансформаторов связи перегрузка оставшихся в работе не должна превышать 40%.
Схемы а), б) и в) с ГРУ применяются в случаях, когда не менее 50 % мощности генераторов распределяется на генераторном напряжении. В тех случаях, когда нагрузка на генераторном напряжении составляет менее 50% от установленной мощности применяются то применяются схемы г), д).


13 EMBED Visio.Drawing.11 1415


13 EMBED Visio.Drawing.11 1415Г)

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
На электростанциях с поперечными связями к ГРУ присоединяются генераторы ,трансформаторы связи, линии распределительной сети, система СН. В качестве схемы ГРУ ранее применялась 2-я СШ. При этом сооружалось 2-х этажное здание ГРУ. В настоящее время применяется 1-я СШ и ее разновидность кольцевая схема.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема ГРУ- одинарная система шин




23. Выбор трансформаторов на ТЭЦ. Схемы ГРУ и ограничение токов КЗ на ТЭЦ.
На подстанциях устанавливаются, как правило, два трансформатора. Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для неответственных потребителей 3-й категории или как первая очередь двухтрансформаторной подстанции.


Выбор мощности трансформаторов на подстанции
При числе трансформаторов более двух мощность трансформаторов выбирается по условию:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415- максимальная расчетная мощность подстанции;
13 EMBED Equation.3 1415- относительное содержание нагрузок первой и второй категорий;
13 EMBED Equation.3 1415- коэффициент допустимой аварийной перегрузки
n- количество трансформаторов.
Для ограничения тока КЗ в РУ 610 кВ ТЭЦ применяют секционные и линейные реакторы и групповые(рис.).

На подстанциях токоограничивающие реакторы применяются обычно при большой мощности силовых трансформаторов, когда в РУ низкого напряжения оказываются большие уровни токов короткого замыкания. Реакторы для ограничения токов короткого замыкания при этом устанавливаются последовательно с обмоткой низкого напряжения трансформатора
Для ограничения тока КЗ целесообразно иметь возможно большее индуктивное сопротивление реактора. Однако значение Хр должно быть ограничено допустимым значением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (1,52% номинального). По конструкции различают одинарные и сдвоенные реакторы. При большом числе линий применяют групповые реакторы, т. е. один реактор на несколько линий.
Затраты, связанные с установкой реактора, в этом случае уменьшаются, однако уменьшается и токоограничивающее действие реактора с большим номинальным током при заданном значении потери напряжения.
Сдвоенные реакторы лишены недостатков групповых реакторов. К среднему выводу реактора присоединены источники питания, а потребители подключаются к крайним выводам (рис.). Сдвоенные реакторы характеризуются номинальным напряжением, номинальным током ветви и сопротивлением одной ветви хр=хв=
·L при отсутствии тока в другой.












24. Структурные схемы электростанций районного типа: особенности КЭС, типы блоков применяемых на КЭС
Конденсационные электростанции всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением, потребляемой на собственные нужды, выдают в сеть повышенного напряжения. Характерным для КЭС являются так же большие номинальные токи генераторов (5,5-22 кА ) и повышенный уровень токов КЗ в сетях как генераторного, так и повышенного напряжений. КЭС могут работать по свободному графику, т.е. не по лимитированному тепловыми отборами, графику нагрузки, но так же как и ТЭЦ, имеют низкую режимную маневренность и мобильность.

Варианты блочных схем
Электрическая схема КЭС на генераторном напряжении строится по блочному принципу с питанием собственных нужд блока от сети генераторного напряжения. Параллельная работа блоков осуществляется на повышенном напряжении. С учетом наличия оборудования и ограничений, налагаемых энергосистемой, блоки выполняются простыми или укрупненными, с двухобмоточными трансформаторами или с трансформаторами с расщепленной обмоткой низшего напряжения, а в отдельных случаях и с автотрансформаторами. Применение автотрансформаторов в блоках оправдано только тогда, когда помимо мощности, передаваемой из сети низшего напряжения в сеть высшего напряжения, существует постоянный переток мощности из сети среднего напряжения в сеть высшего напряжения.

Моноблок (схема а)-основной тип блока рекомендуемый для конденсационных электростанций.
Схема б) –блок с генераторным выключателем рекомендуется при частых включениях и отключениях блока , например для частотнорегулирующих электростанций
13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415ССхема в) – блок с автотрансформатором может применяться в том случае, когда мощность обмотки низкого напряжения автотрансформатора достаточна для передачи полной номинальной мощности генератора.
Схема и) – может применяться при необходимости уменьшения количества трансформаторов и выключателей в РУ ВН. 25. Выбор трансформаторов на КЭС, типовые схемы электростанций районного типа.
Мощность трансформаторов блоков согласовывается с мощностью генераторов. Она должна обеспечивать выдачу всей энергии, вырабатываемой генераторами, за вычетом энергии, потребляемой на собственные нужды, в сеть повышенного напряжения. Мощность двухобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения оп "ЊЋњ
·
·
·
·
·
·
·
·
·ределяется по формуле

Sтр-ра
·
· Sген – SСН max
·(в презентац = Pн.г/cos
·)
Номинальная мощность автотрансформаторов блоков должна удовлетворять условию
Sавтотр-ра
·
· Sген – SСН max
·/ Ктип
Где
SСН max - нагрузка собственных при максимальной нагрузке генератора .
Ктип – коэффициент типовой мощности автотрансформатора





Блочные двухобмоточные трансформаторы применяются без регулирования напряжения под нагрузкой. Автотрансформаторы должны иметь устройство РПН.
26.Схемы распредустройств на электростанциях и подстанциях. Определение, требования.

Бывают ЗРУ и ОРУ.
35-750кВ обычно ОРУ.
РУ должны удовлетворять поставленным техническим требованиям в отношении надежности работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания. Возможности расширения, а так же пожароопасности. Они должны допускать возможность использования средств механизации для производства ремонтных работ. Выбор РУ осуществляется на основании сравнения технических и техноэкономических показателей разных вариантов
- одинарная система шин применяется в РУ 6-35кВ

















Одинарная система шин с обходной


















- Область применения РУ с двойной системой шин в настоящее время весьма ограничена. Она может применяться как РУ ВН на подстанциях 35 кВ при большом количестве присоединений, а также на электростанциях в качестве ГРУ (6-10 кВ). Характерной особенностью данной схемы является развилка из двух шинных разъединителей в цепи выключателя каждого присоединения. Это позволяет подключать каждое присоединение к любой из двух систем шин.












- Двойная система шин с обходной. Применяется в РУ 110-220 кВ при большом количестве присоединений.





- Cхемы многоугольников

































27. Одинарная секционированная система шин с обходной. Последовательность оперативных переключений. Возможность модернизации.
Электрические схемы распредустройств высокого напряжения РУ с одной системой шин
Каждое присоединение подключается к шинам через один выключатель, с обеих сторон которого обычно установлены разъединители.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415

Рис Подключение цепей при схеме РУ с одной системой шин
Система шин обычно секционируется через секционный выключатель (две секции). Если применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой или же к обмотке низкого напряжения подключен сдвоенный реактор – 4 секции. На однотрансформаторных подстанциях- одна секция.
В соответствии с нормами технологического проектирования (НТП) одинарная система шин применяется в РУ 6-35кВ. К каждой секции сборных шин, кроме присоединений (линий и трансформаторов) подключаются также трехфазные трансформаторы напряжения (или группа из трех однофазных).
Трансформаторы напряжения необходимы для подключения катушек измерительных приборов и устройств РЗА. К секциям РУ низкого напряжения подключаются обычно трансформаторы собственных нужд.
Одинарная система шин с обходной применяется на напряжениях 110-220 кВ.
Достоинство схемы: возможность ремонта и опробования выключателей всех присоединений без отключения цепей.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема РУ- Одинарная система шин с обходной
Последовательность оперативных переключений при выводе в ремонт выключателя одного из присоединений (Т2).
1. Опробование обходной системы шин:
а) осмотр обходной системы шин на предмет возможности подачи напряжения (отсутствие закороток, заземлений , посторонних предметов);
б) подача напряжения на ОСШ- включаются разъединители 1 и 2, уставка срабатывания РЗ на ОВ выставляется на мгновенное срабатывание, включается ОВ;
в) проверяется наличие напряжения на ОСШ по показанию вольтметра.
2. Перевод работы присоединения на ОВ:
а) уставки срабатывания РЗА на ОВ выставляются соответствующие присоединению в цепи которого будет включен ОВ;
б) включить разъединитель 3;
в) включить ОВ.
3. Вывод в ремонт выключателя:
а) отключить выключатель;
б) отключить разъединители 1 и 2;
в) наложить заземления и установить необходимые плакаты.

При небольшом количестве присоединений (до 7-и) может применяться совмещенный СВ и ОВ.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Совмещенный СВ и ОВ

При этом цепь секционного выключателя образуется замыканием разъединителей 1,2,3,4.
Недостатки одинарной системы шин с обходной:
- Необходимость отключения всех присоединений подключенных к данной секции при ремонте шинных разъединителей или шины;
- отказ в работе выключателя при кз. в одном из присоединений приводит к отключению всех присоединений данной секции;
- при повреждении СВ отключаются обе секции.













28. Схемы распердустройств: двойная система шин с обходной; схемы треугольника и четырехугольника.
Схема РУ – Двойная система шин
Область применения РУ с двойной системой шин в настоящее время весьма ограничена. Она может применяться как РУ ВН на подстанциях 35 кВ при большом количестве присоединений, а также на электростанциях в качестве ГРУ (6-10 кВ).
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема РУ - Двойная система шин
Характерной особенностью данной схемы является развилка из двух шинных разъединителей в цепи выключателя каждого присоединения. Это позволяет подключать каждое присоединение к любой из двух систем шин.
Последовательность переключений при выводе в ремонт 1 СШ.
Предварительно замкнув разъединители 5 и 6 включить ШСВ .
Перевести работу присоединений работавших ранее от 1-й СШ на вторую СШ. Для этого первоначально замыкаются разъединители со стороны 2СШ (2,4) и затем отключаются разъединители со стороны 1СШ. Данные операции разрешены ПУЭ, т.к. при этом на разъединителях не возникает дуга.
Отключить ШСВ и разомкнуть разъединители 5, 6.
Наложение заземлений на 1СШ и вывешивание плакатов.

Схема РУ – Двойная система шин с обходной
Применяется в РУ 110-220 кВ при большом количестве присоединений.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема РУ - Двойная система шин с обходной

При количестве присоединений более 7 применяется отдельный ШСВ и ОВ. При большом количестве присоединений рабочие СШ могут секционироваться выключателями.
Схема РУ с двумя системами сборных шин позволяет выводить в ремонт выключатель любого присоединения и любую из рабочих систем шин без отключения присоединений. В настоящее время применяется обычно работа шин с фиксированными присоединениями, когда линии с трансформаторами примерно равномерно распределяются между сборными шинами.
Недостатки РУ «Двойная система шин с обходной »:
Ранее данная схема считалась универсальной, но в настоящее время применяется на напряжениях 110-220 кВ.
Главный недостаток: большое количество операций разъединителями при выводе в ремонт выключателей и СШ увеличивает вероятность ошибочных действий оперативного персонала и возможность тяжелых аварий.
Дополнительная установка ШСВ и ОВ а также большого количества шинных разъединителей значительно удорожают РУ.
Рассмотренной схеме присущи недостатки схемы 1СШ с обходной.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Схемы РУ –многоугольники (трехугольник ,четырехугольник )









29. Схемы распредустройств с двумя системами шин и подключением присоединений через 2, 4/3 и 3/2 выключателя на цепи.
Схемы РУ
Распредустройства с 2-мя системами сборных шин и числом выключателей на цепь 2, 3/2,4/3.
В РУ данного типа имеется две системы сборных шин между которыми установлены цепочки из двух, трех или четырех выключателей. При этом каждое присоединение коммутируется двумя выключателями.
РУ указанных типов применяются на напряжениях 330,500 кВ и выше.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415Рис Схема с двумя выключателями на присоединение. Cхемы данного типа применялись в США а также на некоторых мощных электростанциях. Основной недостаток заключается в высокой стоимости.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема с 3/2 выключателями на присоединение
Схема 3/2 выключателя на цепь более экономична чем предыдущая. Наилучшие показатели схемы при соотношении линий и трансформаторов 1: 1. Количество операций разъединителями минимальное: они служат только для вывода в ремонт, а для оперативных переключений не используются.
При ремонте любого выключателя все присоединения остаются в работе.
Схема обладает высокой надежностью. При одинаковом количестве линий и трансформаторов в работе остаются все присоединения даже при отключении обеих сборных шин.
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Схема с 4/3 выключателями на присоединение
Наилучшие показатели схемы при соотношении линий и трансформаторов 2: 1. Схема более экономична по сравнению с 1,5 выключателя на цепь. Для повышения надежности при количестве цепочек 4 и более сборные шины секционируются выключателями.









30. Схемы трансформатор- шины с подключением присоединений через 2, 4/3 и 3/2 выключателя на линию

Распредустройства с 2-мя системами сборных шин и числом выключателей на цепь 2, 3/2, 4/3. В РУ данного типа имеется две системы сборных шин между которыми установлены цепочки из двух, трех или четырех выключателей. При этом каждое присоединение коммутируется двумя выключателями.
РУ указанных типов применяются на напряжениях 330,500 кВ и выше.

Схема с двумя выключателями на присоединение






















Схема с 3/2 выключателями на присоединение















Схема с 4/3 выключателями на присоединение
















31. Классификация подстанций, структурные схемы РП, выбор мощности трансформаторов.

Структурные схемы блочных электростанций
Структурная схема электростанции определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, электромагнитные связи между РУ и состав блоков генератор-трансформатор. Блочную структуру применяют для мощных конденсационных электростанций (ГРЭС), мощных загородних ТЭЦ и ГЭС. Выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим критериям.

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415

13 EMBED Visio.Drawing.11 1415

Рис Типовые структуры блоков генератор-трансформатор
а)моноблок; б) блок с генераторным выключателем; в) блок с автотрансформаором;
г) укрупненный блок

Количество и мощность генераторов принимаемых к установке на электростанции определяется обычно на стадии формирования технического задания. Моноблок (схема а)-основной тип блока рекомендуемый для конденсационных электростанций. Схема б) –блок с генераторным выключателем рекомендуется при частых включениях и отключениях блока , например для частотнорегулирующих электростанций. Схема в) – блок с автотрансформатором может применяться в том случае, когда мощность обмотки низкого напряжения автотрансформатора достаточна для передачи полной номинальной мощности генератора. Схема г) – может применяться при необходимости уменьшения количества трансформаторов и выключателей в РУ ВН.
При выборе мощности трансформаторов блока необходимо чтобы номинальная мощность трансформатора превышала или была ровна мощности генератора:
13 EMBED Equation.3 1415
Обычно блочные трансформаторы не имеют устройств РПН. Промышленностью выпускаются трансформаторы с мощностью соответствующей типовым генераторам.
13 EMBED Equation.3 1415 Если блок генератора с автотрансформатором (схема в), то мощность определяется максимально допустимой нагрузкой третичной обмотки (13 EMBED Equation.3 1415). Sтип=Ктип·Sном; 13 EMBED Equation.3 1415, где Ктип- коэффициент типовой мощности.
Схема г (укрупненный блок ) находит применение на мощных гидроэлектростанциях, где не хватает места для большого количества повышающих трансформаторов. При этом мощность каждой из расщепленных обмоток низкого напряжения трансформатора должна быть больше или равна мощности генератора: 13 EMBED Equation.3 1415
Структурные схемы блочных электростанций
13 EMBED Visio.Drawing.11 141513 EMBED Visio.Drawing.11 1415
Рис Типовые структурные схемы блочных электростанций

Энергоблоки распределяются между распредустройствами в соответствии с мощностью линий подключенных в РУ, чтобы в нормальном режиме обеспечить минимальные перетоки мощности между РУ. Это создает условия для выбора автотрансформаторов связи между РУ минимальной мощности. На электростанции обычно устанавливают два автотрансформатора связи между РУ ВН и РУ СН, но возможно и применение одного АТ связи, если имеется связь между распредустройстваи ВН и СН в электрической системе.












32.Мостиковые схемы п/ст без сборных шин(схемы с ОД и КЗ и неавтоматическим мостиком, схема с нижним расположением мостика, мостик с 1, 3, 5 выключателями)

Подстанция с нижним расположением мостика с автоматической перемычкой




























Схема: блок линия ОД и КЗ

































Схема с нижним расположением мостика

































С одним выключателем(в перемычке)

































С тремя выключателями

































С пятью выключателями

































33.Схемы узловых подстанций и п/ст районного типа. Структкрная схема подстанций районного типа. Ограничение ТКЗ и схемы РУ разных напяжений

































































































































реакторы в вопросе 23





34. Системы собственных нужд электростанций и п/ст. Мощность потребляемая механизмами СН ТЭЦ, КЭС, ГЭС, п/ст.
Для обеспечения надежной работы эл установок применяется вспомогательное оборудование, которое питается от ТСН, системы управления и др. система собственных нужд.
Собственные нужды подстанций. Потребители СН питаются от сети 380/220 В. На 2х тра-х подстанциях применяются 2 ТСН, мощность которых определяется из расчетной нагрузки и дополнительной аварийной нагрузки 1.3-1.4. Для наиболее мощных п/ст мощность ТСН не превышает 630 кВА.
Основные потребители: 1. Охлаждение тр-ра. 2. подогрев выключателей и шкафов РЗА. 3. питание оперативных цепей. 4. компрессорные установки. 5. маслохозяйство. 6. освещение ОРУ. 7. освещение и отопление ЗРУ и ОРУ. 8. система пожаротушения.

а – подключение ТСН на п/ст с переменным ОТ.
б, в – подключение ТСН на п/ст с постоянным ОТ.
СН ТЭС. Потребители собственных нужд ТЭС.
Основные рабочие механизмы:
- рабочие машины топливоподготовки: мельницы, питатели пыли.
- тягодутьевые машины: вентиляторы, дымососы.
- питательные насосы, циркуляционные, конденсационные и сетевые насосы.
- рабочие машины системы регулирования и смазки турбины.
Наиболее мощные двигатели питаются на напряжении 6 кВ, двигатели до 200 кВт на напряжении 380 В.
Мощности потребляемая механизмами СН.
Приемники
Мощность, кВт
cos
·

1. Подогрев выключателей 220 кВ
3,6
1

2. Подогрев шкафов КРУ 10 кВ
1,0
1

3. Подогрев приводов разъединителей
0,6
1

4. Подогрев релейного шкафа
1
1

5. Освещение пульта управления
3
1

6. Отопление, вентиляция, освещение ЗРУ 6 кВ
6
1

7. Освещение ОРУ 220 кВ
2
1

8. Охлаждение трансформатора
8
0,85

9. Подзарядный агрегат ВАЗП
23
1

10. Компрессорная
20
0,85

11. Маслохозяйство
75
1








35. Характеристика механизмов и э/дв привода с.н. электростанций. Конструктивные схемы насосов и вентиляторов, их характеристики, способы регулирования производительности.
Для работы паротурбинных агрегатов и котлоагрегатов СН необходимо обеспечить надежную работу вспомогательных машин и механизмов систем топливоприготовления, подачи воздуха и удаления продуктов сгорания, подачи и циркуляции воды в котлах, и ГВС и др.
Большинство рабочих машин СН приводится электродвигателями 3-х фазного переменного тока, и лишь наиболее ответственные потребители относительно небольшой мощности приводятся электродвигателями постоянного тока.
Мощность электродвигателей в системе СН изменяется от нескольких кВт до нескольких МВт.
Наиболее мощные электродвигатели питаются напряжением 6кВ, а потребители относительно небольшой мощности (менее 200кВт)напряжением 380/220В.
Основные рабочие механизмы СН:
Рабочие машины: топливоприготовления - мельницы , питатели пыли;
тягодутьевые машины - дутьевые вентиляторы, дымососы;
питательные насосы, циркуляционные и конденсатные и сетевые насосы;
рабочие машины системы регулирования и смазки турбины.



Конструктивные схемы механизмов:
центробежного типа







осевого типа




Свойства лопостных насосов и вентиляторов определяются их характеристиками: H=f(Q); Р=f(Q); 13 EMBED Equation.3 1415=f(Q);
Рабочие характеристики центробежного насоса

Способы регулирования производительности.


рис Изменение напора и подачи при дроссельном регулировании.
Регулирование подачи Q задвижкой , при постоянной скорости вращения насоса , приводит к изменению характеристики сети .
Метод дросселирования заслонками имеет следующие недостатки :
трудность самого процесса регулирования (приходится подбирать положение заслонок при каждом изменении расхода ) ;
колебание давления в системе ;
потери мощности на преодоление гидравлического сопротивления заслонки, что связанно с безвозвратной потерей энергии , износом запорной аппаратуры и необходимостью выполнения её восстановительного ремонта .
Анализ энергетических показателей центробежного насоса наиболее удобно провести по характеристикам Н(Q) и Р(Q), которые с достаточной точностью для инженерных расчетов описываются соотношениями
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
где Н( и Р( - напор и мощность насоса , о.е.
НХ( и РХ( - напор и мощность насоса при Q(=0, о.е.
Q( - расход воды, о.е.
В установившемся режиме работы напор, создаваемый сетевым насосом, уравновешивается напором гидродинамического сопротивления сети , в которую он подает воду .
Мощность при дроссельном регулировании Р1 , удобно определяется по графику совместной работы насоса и системы перекачки воды.
13 EMBED Equation.3 1415 ,
где Q-расход воды м3/ч;
Н-напор в м.в.с.;
13 EMBED Equation.3 1415=1 -плотность воды в кг/см3;
13 EMBED Equation.3 1415- кпд насоса и двигателя.

Частотное регулирование

н

При изменении скорости вращения рабочие характеристики центробежных сетевых насосов видоизменяются в соответствии с законами подобия , которые имеют следующий вид :
Q(=n( , H(= n2(
Основное преимущество частотного регулирования связано с тем, что отсутствуют потери мощности и энергии на дроссельной заслонке.
Мощность э/дв для привода вентилятора
13 EMBED Equation.3 1415
k – коэффициент запаса
Q – подача вентилятора
Н – давление, развиваемое вентилятором
13 EMBED Equation.3 1415 - КПД вентилятора и передачи




36. Характеристика потребителей и схемы питания СН п/ст.
Основные потребители с.н. подстанций.
N
Наименование

1
Охлаждение трансформаторов

2
Подогрев выключателей и шкафов РЗА

4
Питание оперативных цепей, РЗА,телемеханика

5
Компрессорная установка

6
Маслохозяйство

7
Освещение ОРУ

8
Освещение и отопление ЗРУ и ОПУ

9
Система пожаротушения


Потребители СН питаются от сети 380/220В. На двухтрансформаторных подстанциях применяются два ТСН мощность которых определяется из расчетной нагрузки и допустимой аварийной перегрузки 1,3-1,4. Для наиболее мощных подстанций мощность ТСН не превышает 630кВА.
Подключение ТСН зависит от типа подстанции.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330-750 кВ, а также 110-220кВ со сборными шинами.
Подключение ТСН на подстанциях с переменным оперативным током приведено на рис А). На подстанциях с постоянным оперативным током рис Б) ТСН могут подключаться через предохранители или выключатели непосредственно к РУ НН.



13 EMBED Visio.Drawing.11 1415
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415

37. Электрические схемы СН КЭС.
Подключение трансформаторов первой и второй ступени. Выбор числа и мощности ТСН (рабочих и резервных)
Технологические схемы КЭС и блочных ТЭЦ а также главные схемы электрических соединений строятся по блочному принципу, поэтому системы СН выполняются также блочными (без поперечных связей). Для каждого энергоблока предусматривается рабочий ТСН, который подключается на участке между генератором и повышающим трансформатором. Кроме рабочих ТСН предусматриваются один или два пускорезервных или резервных ТСН. Резервные ТСН могут подключаться к РУ СН (35-220 кВ), обмотке низкого напряжения автотрансформаторов, токопроводам генераторов при наличии генераторных выключателей.
С целью ограничения ТКЗ применяются в качестве ТСН трансформаторы с расщепленной обмоткой, предусматриваются также устройства РПН.
Эл.двигатели распределены между двумя секциями. Это позволяет сохранять энергоблок с минимальной мощностью при подключенной одной секции.
Общестанционные собственные нужды распределяются между секциями блоков.
На блочных э/ст предусматривают пускорезервные трансформаторы СН. Эти трансформаторы подключаются к распредустройству среднего напряжения или к третичной обмотке автотрансформатора связи. В некоторых случаях возможно подключение к местной сети. Мощность
13 EMBED Visio.Drawing.11 1415 пускорезервного трансформатора СН выбирается на ступень выше, чем рабочего ТСН. Это связано с тем, сто пускорезервный ТСН должен обеспечить работу одного из рабочих ТСН, а также пуск или остановку еще одного энергоблока.
Для подключения к рабочим секциям предусмотрены резервные магистрали, которые секционируются через каждые 2 энергоблока. При количестве энергоблоков до 2 предусматривается 1 пускорезервный ТСН, при большем количестве – 2 пускорезервных ТСН. Но при этом магистраль секционируется через каждые 2 энергоблока.






Питание СН 2-й ступени 0,4 кВ

13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415 Данные ТСН подключаются к секциям 6 кВ. Резервный ТСН через резервную магистраль позволяет подать напряжение 0,4 кВ на любую из рабочих секций СН второй ступени.
На эл/ст имеются особо ответственные потребители, которые питаются также от автономного дизель-генератора. При подключении автономного дизель-генератора следует предусмотреть блокировки, предотвращающие подключение дизель-генератора на рабочее питание. Это выполняется с помощью постов управления с реверсивными контактами, имеющими механическую блокировку от одновременного включения.
Рекомендации по выбору числа и мощности ТСН.
Мощность ТСН первой ступени:
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
Мощность ТСН второй ступени:
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415 К1=0,7; К2=0,35;К3=0,15; К4=0,85
К1 - для ЭД мощностью 70-160 кВт; К2 - периодич работ. ЭД до 100кВт; К3 - для мелких ЭД;
К4-для осветительной и отопительной нагрузки.
38. Эл.схемы СН ТЭЦ
Электрические схемы СН ТЭЦ с поперечными связями (с ГРУ) обычно предусматривают количество секций СН равное количеству котлов. При этом предусматриваются от каждого рабочего ТСН питание двух секций А и Б. Резервный ТСН может подключиться к секции,, к которой не подключен рабочий ТСН. Возможно подключение к местной сети.
В тех случаях, если ГРУ выполнено на напряжение 6 кВ, то вместо ТСН применяются реакторы СН.
Мощность резервного ТСН принимается равной мощности рабочих. Обычно предусматривается один резервный ТСН и лишь при количестве рабочих ТСН более 6 рекомендуется установка 2-х резервных ТСН.


13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
Схема СН с поперечными связями
39. Переходные процессы в системе СН эл/ст
В процессе эксплуатации возможны кратковременные понижения и даже полное исчезновение напряжения на шинах СН. Это не должно приводить к расстройству технологического процесса.
Для обеспечения нормальной работы эл/ст необходимо, чтобы эл.двигатели привода ответственных механизмов, затормозившиеся в процессе исчезновения напряжения, вновь развернулись.

13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415
При оценке последствий нарушений питания СН следует анализировать виды повреждений и возможные длительности перерывов питания. При определении длительности перерывов питания следует учитывать:
TОВ=0,05-0,12 с
TРЗ = 0,5-0,7 с
TАВР = 0,4-0,5 с
КЗ в точке К1
Самый тяжелый режим, така как пропадает напряжение на секции СН.
U=0,
tПП = tРЗ + tОВ =0,1+0,1 = 0,2.
При невозможности самозапуска двигателей, приходится останавливать энергоблок.
КЗ в цепи рабочего питания (К2):
РЗ отключает выключатели В2 и В4, а устройство АВР (В3) включает резервное питание
tПП = tРЗ + tОВ + tАВР = 0,1 +0,1+0,5 = 0,7 с
При анализе основной защиты и действии резервной максимальной токовой защиты:
tПП = tРЕЗ МТЗ + tОВ + tАВР = 1 +0,1+0,5 = 1,6 с
Энергоблок при этом аварийно останавливается, но необходимо обеспечит работу ответственных потребителей.
КЗ во внешней сети (К3):
На шинах СН наблюдается глубокая просадка напряжения (0,7 – 0,8 UНОМ и менее). После отключения выключателя В6 напряжение на шинах СН восстанавливается и успешный самозапуск ЭД сохраняет энергоблок под нагрузкой.
Грубая оценка возможности самозапуска по остаточному напряжению на шинах :
13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415
ZЭД – сопротивление эквивалентное электродвигателя в момент самозапуска;
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
За базисную мощность принимается суммарная мощность эл.двигателя, участвующего в самозапуске.
41. Конструкции щитов управления. Построение подсистемы измерений на электростанциях и подстанциях.
Щитом управления называется устройство, содержащее необходимые технические средства для управления работой электроустановкой (приборы, аппараты и ключи управления, приборы сигнализации и контроля).
На электростанциях типа ТЭЦ управление электродвигателями собственных нужд производится с местных (агрегатных, цеховых) щитов: в котельном отделение со щита котла, в турбинном отделении со щита турбины и т.п. Основные элементы главной схемы – генераторы, трансформаторы, линии ВН, питающие элементы собственных нужд – управляются с главного щита управления. На блочных электростанциях предусматриваются блочные щиты управления и центральный щит управления. На подстанциях управление осуществляется полностью или частично с диспетчерского пункта с помощью средств телемеханики.
Конструкция щита управления:


1 – Табло сигнализации; 2 – измерительные приборы; 3 – приборы особо ответственных систем; 4 – ключи управления.

42. Дистанционное управление на электростанциях и подстанциях. Требования к схемам управления. Типы: индивидуальное, избирательное, избирательное групповое.
Дистанционное управление осуществляется для коммутационных аппаратов при ведении оперативных переключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств, которые применяются для выполнения переключений в аварийных ситуациях. Действия систем управления сопровождается работой устройств сигнализации, которые дают оперативному персоналу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвращения неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.
Требования к схемам управления:
- цепи управления должны допускать отключение выключателя как со щита управления, так и по месту его установки;
- на щите управления и в распределительном устройстве должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя;
- цепи управления должны иметь контрольные устройства, сигнализирующие об обрыве этих цепей;
- управляющий импульс должен сниматься с исполнительного элемента после выполнения команды, т.к. обмотки электромагнитов приводов не предназначены для длительного обтекания током;
- схема управления должна предусматривать блокировку от «прыгания», исключающую возможность при к.з. многократных включений выключателя при одном командном импульсе;
- схема должна предусматривать возможность не только ручного управления, но и подачи соответствующего импульса от устройств релейной защиты и автоматики;
- число жил контрольного кабеля, соединяющего устройства щита управления и выключатель, должно быть минимальным.

43. Дистанционное управление разъединителями. Блокировки.
Схемы дистанционного управления разъединителями должны предусматривать возможность управления как с пульта управления так и с места установки. Схемы должны иметь блокировку от включения и отключения разъединителя под нагрузкой.
Блокировки. Различают два основных вида блокировки: блокировки безопасности и оперативные. Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к токоведущим частям или к частям оборудования, находящегося под напряжением.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений.
Наиболее характерным видом оперативных блокировок являются блокировки от неправильных операций разъединителем. Наибольшее распространение получили механические и электромагнитные блокировки. Для выключателей применяется блокировка от многократных включений («прыгание») выключателя на существующее к.з.
44. Источники переменного оперативного тока: области применения, типы, схемы и характеристики
Оперативный ток предназначен для питания цепей управления, релейной защиты и сигнализации.
Переменный и выпрямленный оперативный ток применяется:
на п/ст с упрощенными схемами РУ высокого напряжения
с высшим напряжением 35 – 220 кВ без сборных шин в РУ ВН
на подстанциях 35 кВ
Применение в установках переменного и выпрямленного тока позволяет отказаться от дорогостоящих аккумуляторных батарей и уменьшить разветвленность оперативных цепей.
Источниками питания переменным оперативным током являются ТТ, ТН и ТСН. Для защиты от КЗ наиболее надежным источником оперативного тока является ТТ. Трансформаторы напряжения используются для питания зарядных устройств и блоков питания релейной защиты от однофазных замыканий на землю в сети с незаземленной нейтралью.
Другим источником оперативного переменного тока является ТСН.
Шины электромагнитов питания должны обеспечивать большие токи включения электромагнитов.
13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415
Шина заряда конденсаторов питается от зарядных устройств УЗ1 и УЗ2. Напряжение 400 В. Энергия заряженных конденсаторов используется для питания электромагнитов отключения.
Цепи управления питаются от блоков питания напряжения БПН1 и БПН2.
БПТ1, БПТ2 – блоки питания токовые.
Широкое применение на подстанциях получили блоки комбинированного питания от ТТ и ТН (ТСН).
При быстром насыщении возникают большие пики ЭДС. Для сглаживания применяется сочетание L и С. В БПТ применяется быстронасыщающийся трансформатор TLA.
13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415 Напряжение на выходе зарядного устройства УЗ-401 применяется 400 В. Энергия запасается в конденсаторных блоках: БК-401, БК-402, БК-400.
13 EMBED AutoCAD.Drawing.16 1415 Реле KL обеспечивает отключение заряженных конденсаторов С3 при исчезновении или уменьшении напряжении в первичной цепи. Это обеспечивает исключение саморазряда конденсаторов через обратное сопротивление диодов. Диод VD1, конденсатор С2, VD2 удвоение напряжения. Реле KV используется в качестве определения неисправности.

45. Источники оперативного постоянного тока. Типы аккумуляторов на электростанциях и подстанциях и их характеристики. СК, СН и необслуживаемые.
В качестве источника постоянного оперативного тока используются аккумуляторные батареи типа СК или СН, а также необслуживаемые (герметичные) аккумуляторы.
Потребители постоянного тока:
1- постоянно включенная нагрузка – аппараты, устройств управления, блокировки, сигнализации, а также постоянно включенная часть освещения.
временная нагрузка – появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийоного режима – токи нагрузки аварийного освещения, эл.двигатели постоянного тока
кратковременная нагрузка (длительность не более 5 с) создается токами включения и отключения приводов выключателей и др.
Характеристики и режимы работы аккумуляторов: в свинцово-кислотных аккумуляторах положительная пластина изготавливается из чистого свинца, которая в процессе формирования аккумулятора, преобразуется в перекись свинца PbO2. Отрицательная пластина изготавливается из окислов свинца и порошкового свинца, которые при формировании превращаются в губчатый свинец. Чтобы пластины между собой не соприкасались между ними размещается сепаратор.
В электроустановках применяются свинцово-кислотные аккумуляторы типа СК и СН, отличающиеся электрическими характеристиками, размерами пластин, устройством сосудов и другими элементами конструкции.
Для аккумуляторов типа СК установлено 45 типоразмеров, отличающихся числом и размерами (1, 2, 3, ..., 6, 8, 10, .... 20, 24, 28, ..., 148), а для аккумуляторов СН14 типоразмеров (0,5; 1, 2, 3, 4. 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18. 20).
Характеристики аккумуляторов первого номера обоих типов следующие:
Тип аккумулятора ....... СК СН СК СН СК СН
Продолжительность разряда, ч 10,0 10,0 1,0 1,0 0,5 0,5 Разрядный ток. А ....... . 3,6. 4 18.5 20 25 30
Номинальная емкость, А*ч .... . 36 40 18,5 20 12,5 15
Емкости и разрядные токи аккумуляторов могут быть определены умножением соответствующих значений для аккумулятора первого номера на типовой номер. Аккумуляторы СК – с коробчатыми отрицательными пластинами. Аккумуляторы СН – с намазными пластинами.
Разряд аккумулятора происходит при замыкании внешней цепи на нагрузку, при этом в положительной и отрицательной пластине происходит химическая реакция:
PbO2 + 2H2SO4 + Pb 13 EMBED Equation.3 1415 2PbSO4 + H2O
13 EMBED Equation.3 1415
При разряде молекулы серной кислоты вступают в реакцию с активной массой пластин, образуя на них сульфат свинца (PbSO4).
Герметичные аккумуляторы.
В них используется принцип рекомбинации газов по кислородному циклу, в результате которой выделяющийся внутри аккумулятора кислород и водород вновь соединяются с образованием воды. Существует 2 основных способа «связывания» электролитов:
1 применение пропитанного жидким электролитом пористого заполнителя, например, стекловолокна
использование гелеобразного электролита
Главное преимущество герметичных (необслуживаемых) аккумуляторов состоит в том, что они практически не требуют обслуживания в течение всего срока службы и могут эксплуатироваться в помещениях с естественной вентиляцией.
У всех типов свинцово-кислотных аккумуляторов имеет место зависимость доступной емкости от тока разряда и от температуры. Доступная емкость батареи уменьшается при увеличении разрядного тока и при уменьшении температуры окружающей среды.
46. Выбор аккумуляторных батарей в качестве источника пост. тока на эл. станциях и подстанциях. Выбор необслуживаемых батарей. Выбор зарядных и подзарядных агрегатов
Выбор аккумуляторных батарей
При выборе АКБ задачей расчета явл. выбор номера и кол-ва элементов батареи
Исходными данными к расчету являются:
1)Типы выключателей и приводов к ним;
2)Ном. ток электромагнитов включения приводов Inp;
3)Ток аварийной получасовой нагрузки аварийного освещения I13 EMBED Equation.3 1415;
4)Ток постоянной нагрузки Iдл;
При выборе емкости АКБ различают 3 участка: 1)начальный, когда возникает ав. Ситуация наблюдается длительный бросок тока, обусловленный пусковыми токами, токами вкл. и откл. Приводов. Длительность 1- го периода принимается 1 мин. 2) Второй этап – период получасового разряда. 3)период – длительность не более 1 мин, характеризуется увеличением тока (броском) при включении выключателей.
Типовой номер батареи N выбирается по формуле
N
·1.05I ав /j,
где N номер аккумуляторной батареи; 1,05коэффициент, учитывающий старение аккумуляторов; I ав ток установившегося аварийного разряда, А; jдопустимый ток получасового аварийного разряда, приведенный к первому номеру аккумулятора.
Для АКБ СН - j=18,8+0,2t, где t=10 – мин допустимая температура.
Полученный номер N округляется до ближайшего большего типового.
Выбранный АКБ проверяется по наибольшему пиковому току.
Iп.max=Iab+Iпр, где Iпр – ток потребляемый электромагнитом включения самого мощного привода выключателя.
Условия проверки
(46-50)N13 EMBED Equation.3 1415Iп. мax,где (46-50) – коэф, учитывающий доп. перегрузку АКБ типа СК или СН(50) в режиме кратковременного разряда.
При невыполнении условия принимается больший номер батареи. Число эл-ов в батарее при наличии на шинах пост. тока 220В; n=230/1,75; где 1,75- напр-е на АКБ в режиме кратковременного разряда.
В конце заряда напряжение на элементе поднимается до 2,75 В и минимальное число элементов, подключаемых к шинам,
nмин =230/2,75 =88.
125 элементов подключается в режиме ав-ного разряда.
. Выбор зарядных и подзарядных устройств
Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. К подзарядному устройству присоединены основные элементы батареи. Добавочные элементы батареи находятся в режиме постоянного подзаряда от отдельного устройства с автоматическим регулированием напряжения.
Ток подзаряда основных элементов принимают равным 0,15·N , А, а для добавочных элементов 0,05·N, А.
Таким образом, подзарядное устройство основных элементов выбирается из условий:
I пз.о.
·0,15N+Iп; Uпз.0
·2,15n0, а добавочных элементов
I пз.доп.
·0,05N ; Uпз.доп
·2,15nдоп
Где Iпток постоянно включенной нагрузки.
В качестве подзарядного устройства на станциях используется выпрямительный зарядно-подзарядный агрегат ВАЗП-380/260-40/80, выполненный на кремниевых выпрямителях с автоматической стабилизацией напряжения. Питание его осуществляется от сети переменного тока 380 В. Максимальное напряжение в рабочем режиме 260 и 380 В, рабочий ток 80 и 40 А соответственно. При небольшой нагрузке постоянного тока, в частности на подстанциях, этот агрегат обеспечивает и заряд батареи. ВАЗП – 380/260 – 40/80 на напряжение 380В и 260В; токи 80 и 40А. Потребляемая мощность (при cosf=0,86) составляет 20,8 КВт и 15,2 КВт
Зарядное устройство в соответствии с ПТЭ должно работать периодически (один раз в квартал) при выполнении уравнительных зарядов, а также заряда батареи после аварийных разрядов. Максимальный ток при уравнительном заряде составляет 5·N, A. При этом следует учитывать и ток Iп. Напряжение на элементе в конце заряда 2,75 В„ и номинальные параметры зарядного устройства должны удовлетворять условиям
I з
·5N+Iп; ; Uз
·2,75n.
В качестве зарядных устройств для аккумуляторных батарей электрических станций применяются двигатели-генераторы серии П на напряжение Uном=270В (табл. 7.1).














47. Замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью. Схема замещения. Смещение нейтрали. Распределение токов.
Сигнализация замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью
(Схема замещения. Смещение нейтрали. Распределение токов. Компенсированная нейтраль. Схема замещения. Векторная диаграмма. Типы дугогасящих катушек.)

Схема замещения.
13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
Смещение нейтрали.

UNас= -13 EMBED Equation.3 1415= -13 EMBED Equation.3 1415 ;
Коэффициент емкостной асимметрии
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
Коэффициент успокоения
d=13 EMBED Equation.3 1415
Емкостная асимметрия воздушных сетей находится в пределах
·=0,5-2%, а коэфф успокоения d=2-6%/
В кабельных сетях коэфф
·=0. , а коэфф d=2-4%/
Распределение токов.
13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
Векторная диаграмма.
13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
48. Характеристика сети с компенсированной нейтралью. Схема замещения. Векторная диаграмма. Типы дугогасящих катушек.
Компенсированная нейтраль.
13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
Схема замещения.
13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
Коэффициент успокоения

d=13 EMBED Equation.3 1415
Резонансная настройка: 13 EMBED Equation.3 1415
Степень расстройки компенсации:
13 EMBED Equation.3 1415
Напряжение нейтрали:
UN=Uф13 EMBED Equation.3 1415
При наличии емкостной асимметрии и резонансной настройке возможны резонансные перенапряжения. В сетях 6-10кВидопускается перекомпенсация не более 5% (остаточный ток не более 5А).
Типы дугогасящих реакторов:
-с распределенным воздушным зазором и отпайками;
- регулируемым воздушным зазором плунжерного типа;
-дугогасящие реакторы с подмагничиванием (поперечным или продольным).






49. Сигнализация замыканий на землю: неселективная и селективная. Переходные процессы в сети при замыкании на землю. Способы ограничения перенапряжения.
Сигнализация замыканий на землю
. Сигнализация замыканий на землю: неселективая и селективная

50. Требования предъявляемые к конструкциям распредустройств. Характеристика основных типов конструкций ОРУ, ЗРУ.
Требования:
- надежность электроснабжения потребителей – оценивается частотой
· и временем Тп нарушения электроснабжения, теряемой мощностью и математическим ожиданием ущерба М(y) от недоотпуска электроэнергии.
- приспособленность к проведению ремонтных работ.
- оперативная гибкость электрических схем – оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
- экономическая целесообразность – по приведенным затратам.
- возможность расширения при вводе новых мощностей.
Характеристики основных типов конструкций ЗРУ.
ЗРУ 6-10 кВ с одной системой шин без реакторов на отходящих линиях широко применяются в промышленных установках и городских сетях. В таких РУ устанавливаются маломасляные или безмасляные выключатели небольших габаритов, что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере. Такие РУ с камерами КСО-266, КСО-366 получили широкое распространение. Однако ремонт выключателей в этих камерах затруднен, поэтому в замен их в настоящее время применят камеры с выключателями на выкатной тележке – КРУ.
ЗРУ 6-10 кВ с двумя системами шин, как правило, сооружаются на ТЭЦ. На подстанциях такая схема встречается крайне редко. Значительные токи к.з. на сборных шинах генераторного напряжения приводит к необходимости увеличения расстояния между фазами, установки секционных и групповых реакторов. Все это усложняет конструкцию РУ.
ЗРУ 35-220 кВ применяются в особых условиях (ограниченность площади, загрязненная атмосфера, суровые климатические условия). Такие ЗРУ дороже ОРУ на тоже напряжение, т.к. стоимость здания значительно больше стоимости металлоконструкций и фундаментов, необходимых для открытой установки аппаратуры. В них применяются только воздушные или маломасляные, а также элегазовые выключатели. Установка баковых масляных выключателей привела бы к значительному увеличению стоимости РУ за счет сооружения специальных камер и маслосборных устройств. Данные ЗРУ бывают одноэтажного исполнения с обходной системой шин и гибкими шинами, а также двухэтажного исполнения с вынесенной наружу обходной системой шин. Для ЗРУ 220 кВ разработана схема с двумя рабочими и обходной системами шин.
Характеристики основных типов конструкций ОРУ.
ОРУ 35-110 кВ со сборными шинами. ОРУ 35 кВ по схеме с одной секционированной системой шин сооружается однопортальным. Все шире применяют ОРУ 35 кВ из блоков заводского изготовления. Также широко распространены схемы двумя рабочими и обходной системами шин (110-500 кВ). Ошиновка применяется как гибкая так и жесткая. Выключатели расположены в один ряд около второй системы шин.
ОРУ 330-500 кВ выполняются как и по вышеуказанной схеме, так и по схеме с полутора выключателями на цепь с трехрядной установкой выключателей. В таких ОРУ применяются подвесные разъединители, которые сокращают размеры ОРУ. В перспективе применение подвесных выключателей.









51. Характеристика основных типов КРУ. Современные тенденции в совершенствовании КРУ.
Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов, с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения более надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступает на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находятся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.
В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух, масло, пирален, твердая изоляция, инертные газы. КРУ с масляной и газовой изоляцией могут изготовляться на высокие напряжения (в мировой практике есть конструкции на 220, 400 и 500кВ). В КРУ могут применятся обычные аппараты или специально предназначенные для КРУ, могут сочетаться и те и другие. Например, для КРУ 6-10кВ применяется выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей – втычные контакты.
Наша промышленность выпускает КРУ 3-36кВ с воздушной изоляцией и КРУ 110кВ с изоляцией из элегаза.
Применение КРУ приводит к сокращению объема и рока проектирования, при необходимости легко производятся реконструкция и расширение электроустановки.
Наиболее распространенным является КРУ серии К-XII. Шкаф состоит из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Выключатель с приводом устанавливается на выкаткой тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами.
Выкатная тележка может занимать три положения: рабочее(тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты); испытательное(Тележка в корпусе шкафа, но первичные цепи разомкнуты, а вторичны замкнуты); ремонтное(тележка находится не в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты).
Широкое распространение получают КРУ с электромагнитными выключателями ВЭМ-6. В настоящее время освоен выпуск КРУ для цепей с номинальным током до 3200А на ударный ток до 125кА. Благодаря особенностям конструкции выключателя ВЭМ-6 обеспечивается пожаро- и взрывобезопасность КРУ, облегчается обслуживание, уменьшается расход вспомогательных материалов при эксплуатации.



















Высоковольтные выключатели: назначение, основные требования и типы.
Условия возникновения , горения и гашения дуги в выключателях.
Переходные процессы при коммутации выключателей.
Многообъемные и малообъемные масляные выключатели. Основные типы, конструктивные элементы, способы гашения дуги.
Воздушные и элегазовые выключатели. Конструктивные схемы и способы гашения дуги; достоинства и недостатки.
Вакуумные выключатели. Область применения и основные элементы конструкции, достоинства и недостатки..
Разъединители. Назначение, классификация, особенности конструкции и принципы работы.
Отделители и короткозамыкатели. Назначение, классификация, особенности конструкций и принцип работы.
Условия выбора выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.
Плавкие предохранители: основные типы, устройство, условия выбора.
Выключатели нагрузки: назначение, особенности конструкций, принцип работы.
Приводы выключателей и разъединителей.
Назначение и устройство вакуумного реклоузера РВА/TEL.
Измерительные трансформаторы напряжения: Режим работы, векторная диаграмма классы точности. Погрешности.
Основные типы и конструкции ТН. Схемы соединения обмоток и схемы включения ТН.
Измерительные трансформаторы тока. Принципы устройства, режим работы, классы точности, векторная диаграмма и погрешности.
Основные типы ТТ и схемы соединения обмоток.
Как осуществляется выбор трансформаторов тока и напряжения.
Токоограничивающие реакторы. Назначение, основные параметры и условия выбора.
Конструкции и типы комплектных токопроводов.
Главные схемы электрических соединений: определение и основные требования и факторы влияющие на выбор.
Структурные схемы ТЭЦ и их условия применения.
Выбор трансформаторов на ТЭЦ. Схемы ГРУ и ограничение токов короткого замыкания на ТЭЦ.
Структурные схемы электростанций районного типа: особенности КЭС, типы блоков применяемых на КЭС.
Выбор трансформаторов на КЭС, типовые схемы электростанций районного типа.
Схемы распредустройств на электростанциях и подстанциях. Определение и требования .
Одинарная секционированная система шин с обходной. Последовательность оперативных переключений. Возможности модернизации.
Схемы распредустройств:двойная система шин с обходной; схемы трехугольника и четырехугольника.
Схемы распредустройств с двумя системами шин и подключением присоединений через 2, 4/3 и 3/2 выключателя на цепь.
Схемы трансформатор- шины с подключением присоединений через 2, 4/3 и 3/2 выключателя на линию.
Классификация подстанций, структурные схемы РП, выбор мощности трансформаторов.
Мостиковые схемы п/ст без сборных шин(схемы с ОД и КЗ и неавтоматическим мостиком, схема с нижним расположением мостика ( автоматическая перемычка)). Мостик с одним выключателем, тремя , пятью.
Схемы узловых подстанций и п/ст районного типа. Структурная схема подстанции районного типа. Ограничение ТКЗ и схемы РУ разных напряжений.
Системы собственных нужд электростанций и п/ст. Мощность потребляемая механизмами с.н. ТЭЦ, КЭС, ГЭС, п/ст.
Характеристика механизмов и э/дв привода с.н. электростанций. Конструктивные схемы насосов и вентиляторов ,их характеристики, способы регулирования производительности.
Характеристика потребителей и схемы питания с.н. п/ст.
Электрические схемы с.н. КЭС. Подключение трансформаторов первой и второй ступени. Выбор числа и мощности ТСН (рабочих и резервных).
Эл. схемы с.н. ТЭЦ. Схемы с.н. п/ст.
Переходные процессы в системе с.н. электростанций.
Организационная структура и принципы построения системы управления на эл. станциях и п/ст
Конструкции щитов управления. Построение подсистемы измерения на электростанциях и подстанциях.
Дистанционное управление на эл станциях и подстанциях. Требования к схемам управления. Типы: индивидуальное, избирательное, избирательное групповое.
Дистанционное управление разъединителями. Блокировки.
Источники переменного оперативного тока: области применения, типы ,схемы и характеристики.
Источники оперативного постоянного тока. Типы аккумуляторов на электростанциях и подстанциях и их характеристики. СК,СН и необслуживаемые.
Выбор аккумуляторных батарей в качестве источника пост. тока на эл. станциях и подстанциях . Выбор необслуживаемых батарей. Выбор зарядных и подзарядных агрегатов. Эл. схемы цепей постоянного тока.
Замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью. Схема замещения. Смещение нейтрали. Распределение токов.
Характеристика сети с компенсированной нейтралью. Схема замещения. Векторная диаграмма. Типы дугоггасящих катушек.
Сигнализация замыканий на землю: неселективая и селективная. Переходные процессы в сети при замыканию на землю. Способы ограничения перенапряжений.
Требования предъявляемые к конструкциям распредустройств. Характеристика основных типов конструкций ОРУ, ЗРУ.
Характеристика основных типов КРУ. Современные тенденции в совершенствовании КРУ.












13 PAGE \* MERGEFORMAT 14315




















13 EMBED Equation.3 1415









13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415



13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415

13 EMBED Unknown 1415



Рисунок 1Root Entry 
·
·
·
·
·я
·Н
·
·
·
·!Ђ
·
·
·
·
·
·3
·S PG
·
·
·
·
·
·
·
·
·{
·
·
·
·
·я
·
·
·
·
·Ё
·
·
·
·ue f
·
·
·
·
·
·
·Re
·
·
·
·
·n f
·
·an f
·
·ng d
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Bl
·
·
·
·ar
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·an
·
·r
·
·
·
·
·n d
·
·
·
·
·
·
·o 9
·
·Equation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native 
·
·
·
·
·я
·Н
·
·
·
·!Ђ
·
·
·
·
·
·3
·a Ne
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·S Fa
·
·
·
·
·
·
·
·р
·
·
·
·Equation NativeEquation NativeРУ ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ ВНГРУ РУ ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ ВНГРУ РУ СН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ СН 
·
·
·
·
·я
·Н
·
·
·
·!Ђ
·
·
·
·
·
·3
·a Ne
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·S Fa
·
·
·
·
·
·
·
·р
·
·
·
·ue f
·
·
·
·
·
·
·Re
·
·
·
·
·n f
·
·an f
·
·ng d
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Bl
·
·
·
·ar
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·an
·
·r
·
·
·
·
·n d
·
·
·
·
·
·
·РУ ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ ВНГРУ РУ РУ ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ ВН 
·
·
·
·
·я
·Н
·
·
·
·!Ђ
·
·
·
·
·
·3
·S PG
·
·
·
·
·
·
·
·
·{
·
·
·
·
·я
·
·
·
·
·Ё
·
·
·
·d fi
·ay f
·
·ue d
·
·
·
·f
·
·
·
·
·
·
·Cy
·
·
·
·
·
·
·fi
·
РУ ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·РУ ВНГРУ  
·
·
·
·
·я
·Н
·
·
·
·!Ђ
·
·
·
·
·
·3
·У ВН
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·'
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·П
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·џ
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·

Приложенные файлы

  • doc 18531383
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий