Классификация схем распределительных устройств

Ответ:

В принятом условном делении схем РУ определяющим условием послужило количество выключателей на одно присоединение. Под присоединением в данном случае понимаются один или несколько трансформаторов, линии электропередачи, подключаемые через отдельные коммутационные аппараты средства компенсации реактивной мощности. В соответствии с принятым условным делением различают четыре основные группы схем РУ: схемы с коммутацией присоединения одним выключателем (рис. 7.1) — одна-две (в западных странах одна-две-три, реже — четыре и даже пять) системы сборных шин с обходной системой шин либо без нее;

 

схемы с коммутацией присоединения двумя выключателями (рис. 7.2) — две системы сборных шин с двумя выключателями на присоединение (схема 2/1), две системы сборных шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2 или полуторная), две системы сборных шин с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3), многоугольники (треугольник, четырех-, пяти- и шестиугольник, в США и Канаде считаются приемлемыми для использования и десяти-, двенадцатиугольники);

схемы с коммутацией присоединения тремя и более выключателями (рис. 7.3) — связанные многоугольники, генератор—трансформатор—линия с уравнительно-обходным многоугольником, трансформаторы—шины;

схемы упрощенные, в которых число выключателей меньше числа присоединений (рис. 7.4) — блочные, ответвления от проходящих линий, мостики, расширенный четырехугольник, заход-выход. В некоторых схемах выключатели могут отсутствовать, вместо них используются отделители и короткозамыкатели или только отделители.

Схемы первой группы нередко именуются радиальными, второй и третьей групп — кольцевыми. В соответствии с этим принято говорить о радиальном и кольцевом построении схем РУ.

Классификация схем РУ в зависимости от числа выключателей на присоединение имеет под собой технико-экономическую основу.

32 и 34) На высшем и среднем напряжениях применяются схемы с одиночной и двойной системами сборных шин (см. рис. 7.1 и 7.9). Обе эти схемы применяются в сочетании с обходной системой сборных шин, позволяющей производить поочередный ремонт выключателей без отключения присоединений путем замены ремонтируемого выключателя обходным выключателем (ОВ

На практике используют схему, в которой присоединение подключается к сборным шинам через развилку из двух выключателей (рис. 7.10). Наличие двух выключателей позволяет производить поочередный их ремонт без отключения присоединения (для этого необходимо отключить только ремонтируемый выключатель и его разъединители). Данная схема является самой дорогостоящей, так как требует двойного комплекта оборудования (выключателей). В данной схеме отключение присоединения производится двумя выключателями, что дает возможность производить их поочередный ремонт. Однако в случае аварийного отключения одного из присоединений смежное присоединение оказывается подключенным только к одной системе сборных шин через один выключатель. Попарное подключение к трем выключателям источников энергии и линий электропередачи позволяет продолжать электроснабжение потребителей даже в случае отключения обеих систем сборных шин.

33 и 35) Общие требования

6.1.1 Техническое обслуживание зданий ГЭС (ГАЭС) состоит в выполнении комплекса мероприятий по поддержанию их в исправном и работоспособном состоянии. Задачами технического обслуживания являются:

- постоянный эксплуатационный уход за гидротехническими сооружениями (осмотры, устранение мелких дефектов, расчистка дренажей и т.д.);

- наблюдение за сооружениями, проведение необходимых обследований и исследований;

- выявление дефектов, устранение которых требует проведения ремонтных работ;

- ведение технической документации по оценке состояния сооружений.

6.1.3 Для обеспечения оперативного контроля за ходом выполнения работ по техническому обслуживанию зданий ГЭС (ГАЭС) должен вестись учет соответствующих мероприятий. Форму учета устанавливает технический руководитель ГЭС. При ведении журнала технического обслуживания в нем помещаются сведения, отражающие техническое состояние зданий на данный момент времени и нарушения, допущенные в процессе эксплуатации, отмечаются все мероприятия по техническому обслуживанию, в том числе, проводимые по устранению выявленных нарушений, а также намеченные и фактические сроки реализации мероприятий и лица, ответственные за их выполнение.

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

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

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

37)

• системные, осуществляющие связь между отдельными районами энергосистемы или между различными энергосистемами на напряжении 220—750 кВ;
• потребительские, служащие для распределения электроэнергии и энергоснабжения потребителей.

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

 

Число трансформаторов				>3
Средняя частота применения,%

 

38) механизмы собственных нужд АЭС предъявляют гораздо более высокие требования к надежности электроснабжения, чем ответственные механизмы собственных нужд обычных ТЭС. Перерыв в питании некоторых электроприемников АЭС может привести к опасности для жизни, вредному влиянию на окружающую среду и повреждению основного оборудования. Для этой группы требуется уже три независимых источника питания, один из которых — аварийный — нормально не работает и автоматически подключается при плановом или аварийном отключении одного из двух основных источников.

Электроприемники собственных нужд АЗС целесообразно разделить на три группы по надежности питания (в пределах I категории по ПУЭ): I группа — потребители, не терпящие перерыва ни при каких режимах, включая полное исчезновение напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд, связанных с сетью энергосистемы, либо допускающие перерыв на доли секунды с последующим обязательным восстановлением питания и длительным надежным электроснабжением даже после срабатывания аварийной защиты реактора; II группа — потребители, допускающие перерыв в питании на время от десятков секунд до нескольких минут с последующим обязательным восстановлением питания после срабатывания аварийной защиты; III группа — потребители, предъявляющие к надежности питания такие же требования, как и ответственные потребители собственных нужд обычных ТЭС.

39)

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

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

40) C 1991 года, начиная от первой оффшорной ветростанции, в пяти странах мира – Швеции, Дании, Ирландии, Нидерландах и Соединенном Королевстве - суммарная мощность оффшорного ветроэнергетического парка увеличилась до 770 МВт. Сегодня можно констатировать начало нового этапа в развитии отрасли, предполагающего внедрение тысяч мегаватт оффшорных ветроэнергетических мощностей. И хотя воды Северного моря по-прежнему остаются в центре оффшорной ветроэнергетической активности, возможность реализации «морских» проектов рассматривается многими странами мира.

С первых дней ветроэнергетической отрасли, оффшорная (морского базирования) ветроэнергетика рассматривалась как логически следующий шаг ее развития, имеющий огромный потенциал. Во-первых, морские ветры более сильные и продолжительные по сравнению с ветрами, дующими на суше. Во-вторых, густонаселенной Европе и Юго-Восточной Азии море «предлагает» намного больше пространства, чем суша, и в связи с этим больше возможностей для мульти-гигаватной ветроэнергетической экспансии. Однако, не смотря на очевидные преимущества, развитие оффшорной ветроэнергетики происходило намного медленнее наземной. Такое отставание можно объяснить рядом причин, к которым относится и сложность проведения работ в морских условиях, и высокая цена на «морские» ветротурбины, а также отсутствие четкой правительственной поддержки и большие затраты по подключению оффшорных ветропарков к энергосети.

И все же невозможно остановить развитие, продиктованное временем и необходимостью. За шестнадцать лет, прошедших со дня строительства в 1991 году первой оффшорной ветростанции, в пяти странах мира – Швеции, Дании, Ирландии, Нидерландах и Соединенном Королевстве - суммарная мощность оффшорного ветроэнергетического парка увеличилась до 770 МВт. В основном реализованные проекты носили демонстрационный характер, одновременно выполняя роль испытательных полигонов для разработчиков и производителей оффшорных ветротурбин. Сегодня можно с уверенностью констатировать начало нового этапа в развитии отрасли, предполагающего внедрение тысяч мегаватт оффшорных ветроэнергетических мощностей. И хотя воды Северного моря по-прежнему остаются в центре оффшорной ветроэнергетической активности, возможность реализации «морских» проектов рассматривается многими странами мира.

41) По оценкам, технический потенциал возобновляемых источников энергии составляет порядка 4,6 млрд. т у.т. в год, то есть в пять раз превышает объем потребления всех топливно-энергетических ресурсов России, а экономический потенциал определен в 270 млн. т у.т. в год, что немногим более 25 процентов от годового внутреннего потребления энергоресурсов в стране.Важно отметить, что экономический потенциал возобновляемых источников энергии существенно увеличился и будет продолжать расти в связи с подорожанием традиционного топлива.

Помимо неистощаемости и экологической чистоты ВИЭ, которые являются очевидными преимуществами этих видов энергии, существует ряд других причин обусловливающих необходимость их интенсивного использования.

Энергетическая стратегия России до 2020 года подчеркивает, что необходимость использования ВИЭ определяется их существенной ролью при решении следующих проблем:

· обеспечение устойчивого тепло- и электроснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях;

· обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения, испытывающих дефицит энергии, предотвращение ущерба от аварийных и ограничительных отключений;

· снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса.

 

42)

43) Турбогенераторы «Электросила» серий ТФ, ТВВ, ТЗВ

Предназначены для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы при непосредственном соединении с паровыми турбинами. Устанавливаются на тепловых и атомных электростанциях. Турбогенераторы Электросила представлены следующими сериями (см. табл.)

Турбогенераторы Электросила ТФ — турбогенераторы с непосредственным воздушным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора, с косвенным охлаждением обмотки статора.
Буква Г означает сопряжение генератора с газовой турбиной, П — с паровой.

Турбогенераторы Электросила ТВВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора — дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом. В серию входят турбогенераторы мощностью от 160 000 до 1 200 000 кВт. Буква Е означает принадлежность к единой унифицированной серии, К — изготовление бандажных колец ротора из коррозионностойкой стали.

Турбогенераторы Электросила ТЗВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

В комплект поставки турбогенераторов Электросила входят системы возбуждения (типа СТС или СТН), маслоснабжения, водородного и водяного охлаждения (ТВВ), а также запасные части и приспособления.

Турбогенераторы Электросила изготавливаются в соответствии с ГОСТ 533-85, по индивидуальным техническим условиям и в различных исполнениях: в общепромышленном, тропическом и экспортном.

44) сновными характеристиками синхронного генератора являются характеристика холостого хода, а также внешняя и регулировочная характеристики.
, Характеристика холостого хода
Эта характеристика представляет собой зависимость ЭДС генератора Е0 на холостом ходу (т.е. без нагрузки) от тока возбуждения IВ. Она связана с кривой намагничивания стали и напоминает ее по форме (рис. 9.3).

 

 

Внешняя характеристика
Внешняя характеристика синхронного генератора характеризует его электрические свойства и представляет собой зависимость напряжения на зажимах генератора (7 от его тока нагрузки I при постоянных значениях коэффициента мощности соs скорости вращения ротора п и тока возбуждения Iв (рис. 9.4).

Регулировочная характеристика синхронного генератора представляет собой зависимость тока возбуждения генератора Iв от тока нагрузки I при
U = =const, n=nН =const и cosи const
Эта характеристика показывает, как выбрать ток возбуждения, при котором напряжение на зажимах генератора оставалось бы постоянным при изменениях нагрузки.

45) один из лучших по техническим характеристикам ветрогенератор в мире обьединяет КПД горизонтальных и преимущества вертикальных ветрогенераторов. Благодаря новейшим технологиям и серийному производству эту электростанцию может позволить буквально любой.

Основные преимущества вертикальный ветрогенератор использование технологии магнитной левитации. В следствие этого достигается невероятная надежность опорной части генератора. Надо принимать во внимание, что вертикальные генераторы имеют опорный подшипник, а ветрогенератор вертикальный на магнитном подшипнике и ротор генератора висит в воздухе. Использование высокоэнергетических магнитов в роторе генератора на основе редкоземельных сплавов получило возможность использование безщеточного метода снятия энергии. В виду этого выход напряжения с генератора переменный ток 3 фазы. Проще сказать в генераторе нет щеток которые присутствуют во всех типах генераторов.

 

46) Капсульные гидрогенераторы представляют собой малогабаритные герметизированные синхронные явнополюсные генераторы с горизонтальным расположением вала. Капсульные гидрогенераторы изготовляют как часть единого гидроагрегата, при этом корпус статора генератора является одновременно частью капсулы гидроагрегата. Капсульные гидрогенераторы характеризуются высокими значениями коэффициента мощности. Вкапсульных гидрогенераторах применяется система полного водяного охлаждения статора и ротора. [ 5 ]

Так как диаметркапсульных гидрогенераторов значительно меньше диаметра гидрогенераторов обычного исполнения с теми же номинальными данными, моменты инерции их роторов существенно ниже. [ 6 ]

Номинальные параметры возбуждениякапсульных гидрогенераторов и преобразователей для возбуждения ток 1300 А, напряжение 300 В, форсировка двукратная в течение 50 с. Охлаждение вентилей водяное, через изолирующую лавсановую пленку. Блок управления тиристорами встроен в выпрямитель. Тиристоры управляются импульсами, сдвинутыми на 60 и имеющими ширину 200 - 250 икс

47)СИСТЕМА ВОЗБУЖДЕНИЯ
СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА

Система возбуждения синхронного генератора, СВГ, предназначена для питания обмотки возбуждения турбогенератора, автоматически регулируемым постоянным током, в нормальных и аварийных режимах работы генератора.

Система возбуждения обеспечивает:

• пуск, по одной команде с заданным алгоритмом и темпом нарастания напряжения генератора. На завершающем этапе пуска при поступлении на соответствующие входы напряжения пропорционального напряжению сети обеспечивается подгонка уставки напряжения турбогенератора к напряжению сети;
• работу генератора в автономном режиме и в энергосистеме с нагрузками, от холостого хода до номинальной и с перегрузками, допускаемыми турбогенератором;
• устойчивую работу турбогенератора в переходных и аварийных режимах, при сбросах и набросах нагрузки, режимах недовозбуждения допускаемых генератором по условиям устойчивости и нагрева;
• форсировку возбуждения или развозбуждение при нарушениях в энергосистеме, вызывающих снижение или увеличение напряжения генератора;
• гашение поля обмотки возбуждения генератора при нормальном останове генератора инвертированием через тиристоры, а в аварийных режимах генератора и отключением АГП;
• автоматическое регулирование тока возбуждения турбогенератора с использованием пропорционально – интегрального (ПИ) закона регулирования по отклонению напряжения генератора и изменению реактивной составляющей тока статора и отклонению тока ротора;
• дистанционное изменение уставки напряжения генератора в пределах от 80 до 110 % номинального значения;
• ручное регулирование тока возбуждения в диапазоне от 0 % до 200 % (задается уставками);
• ограничение тока возбуждения генератора двукратным значением по отношению к номинальному току, а также ограничение перегрузки по току ротора генератора по время-зависимой характеристике;
• контроль перегрузки по току статора генератора по время-зависимой характеристике;
• контроль и ограничение реактивной мощности генератора в зависимости от значения активной;
• «подгонку» уставки напряжения турбогенератора к напряжению сети с точностью 0,3 % от установившегося напряжения сети;
• точность поддержания напряжения на выводах турбогенератора в пределах 0,5 % от заданной статической характеристики;
• постоянный контроль сопротивления изоляции цепей ротора;
• начальное возбуждение генератора от сети постоянного напряжения 220 В. или 110 В.;
• контроль токов фаз первичной обмотки питающего трансформатора.