Общий порядок переключений на объектах электроэнергетики

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

5.1.1. Перед вводом в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА после ремонта оперативный персонал должен:

 получить в установленном порядке уведомление об окончании работ и возможности ввода ЛЭП, оборудования и устройств РЗА в работу;

 осмотреть место работ в РУ;

 проверить, в каком положении находятся (оставлены ремонтным персоналом) коммутационные аппараты и переключающие устройства, заземляющие разъединители, переносные заземления;

 убедиться в отсутствии людей и механизмов, а также посторонних предметов на оборудовании и устройствах РЗА.

Диспетчерский персонал перед операциями по вводу в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА после ремонта должен получить в установленном порядке сообщение об окончании работ и возможности ввода ЛЭП, оборудования и устройств РЗА в работу.

5.1.2. Перед началом и по окончании производства переключений в бланке (типовом бланке) переключений указывается дата и время начала и окончания переключений.

5.1.3. Переключения по бланкам (типовым бланкам) переключений, выполняемые с участием контролирующего лица, производятся в следующем порядке:

 лицо, контролирующее переключение, зачитывает очередную операцию;

 на месте переключений персонал, выполняющий переключения, проверяет по надписи наименование присоединения, коммутационного

аппарата, переключающего устройства, с которым предстоит проведение операции, и соответствие их указанным в бланке (типовом бланке) переключений. Не допускается производство переключения без прочтения надписи на аппарате (устройстве);

 убедившись в правильности выбранного присоединения и аппарата (устройства), контролирующее лицо зачитывает по бланку (типовому бланку) переключений содержание операции, подлежащей выполнению;

 лицо, производящее переключения, повторяет содержание операции, подготавливается к ее выполнению (берется за ключ управления, накладку, испытательный блок, вставляет рукоятку в привод);

 контролирующее лицо убеждается в том, что содержание проводимой операции понято правильно и ключ управления (накладка, испытательный блок, привод) выбран правильно, после чего дает разрешение на ее выполнение;

 лицо, производящее переключение, получив разрешение

контролирующего лица, выполняет операцию;

 после выполнения операции контролирующее лицо в бланке (типовом бланке) переключений делает отметку о ее выполнении.

5.1.4. При выполнении переключений оперативным персоналом по бланку (типовому бланку) переключений единолично, лицо производящее переключение, зачитывает по бланку (типовому бланку) переключений предстоящую операцию, убеждается в правильности выбранного присоединения, аппарата, устройства, ключа управления, накладки, испытательного блока, привода, после чего выполняет операцию и делает отметку о ее выполнении.

5.1.5. Переключения без бланка (типового бланка) переключений производятся оперативным персоналом в последовательности, указанной в

п. 5.1.4 Стандарта (за исключением зачитывания операции непосредственно

перед выполнением переключения), с фиксацией выполняемой операции в

оперативном журнале.

Билет №14

1. Нормальный режим работы генератора. Отклонения от нормального режима.

Нормальным режимом работы генератора является такой режим, при котором генератор работает с номинальными параметрами.

К основным электрическим параметрам генератора относятся:

► полная мощность S МВА,

► напряжение статора U кВ,

► ток статора I кА,

► ток ротора А,

► коэффициент мощности cos φ,

► частота f Гц.

► При пуске и во время эксплуатации генераторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, температуры охлаждающих сред, уплотнений вала, подшипников и подпятников, удельного сопротивления и расхода дистиллята; герметичность систем жидкостного охлаждения, уровня масла в ваннах подшипников и подпятников, вибрации подшипников и подпятников, крестовин.

► После включения генератора в сеть скорость набора активной нагрузки определяется условиями работы турбины.

► Скорость набора реактивной нагрузки (повышение токов статора и ротора) генераторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается.

► Все генераторы рассчитаны на работу с полной номинальной мощностью и номинальным коэффициентом мощности при отклонении напряжения на их выводах до ±5%.

Отклонения:

► Все генераторы могут длительно работать с отклонениям напряжения на выводах до ±10% номинального.

► Допустимая перегрузка по току возбуждения генератора с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.

► В аварийных условиях генератор разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора при следующей кратности тока, отнесенной к номинальному значению.

Продолжительность перегрузки, мин не более	Кратность перегрузки генератора
Продолжительность перегрузки, мин не более	С косвенным охлаждением обмотки статора	С непосредственным охлаждением водой
60	1,1	-
6	1,2	1,15
1	2,0	1,5

2. Основные факторы, ограничивающие по времени действия оперативного персонала при развороте станции с «нуля»?

РАЗВОРОТ ГЭС С "НУЛЯ"

Основными факторами, ограничивающими по времени действия оперативного персонала, являются:

Ø снижение давления в котлах МНУ ГА;

Ø разряд АБ;

Ø неработоспособность систем откачки воды;

Ø отключенное состояние системы пожаротушения;

Ø опасность для работающего персонала вследствие исчезновения освещения.

Билет №15

1. Признаки асинхронного режима работы генератора.

Работа гидрогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения запрещается.

При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку и ток статора до допустимых значений и попытаться восстановить возбуждение.

Появление синхронных качаний из-за потери возбуждения обнаруживается по следующим признакам:

- ток статора возрос и колеблется в умеренных пределах около среднего возросшего значения;

- напряжение статора понизилось на 15 - 30 % и больше и незначительно колеблется;

- стрелка ваттметра реактивной мощности отклонилась в недовозбуждение «до упора»;

- активная мощность понизилась;

- ток ротора снизился до нуля и может колебаться в умеренных пределах около нуля;

- напряжение возбуждения снизилось до нуля, может колебаться около нуля в больших пределах или остаться на прежнем уровне.

Признаки асинхронного режима:

- ток статора колеблется от нуля до упора;

- сильные колебания напряжения статора, активной и реактивной нагрузки,

- ваттметр активной мощности меняет знак, т.е. генератор выдает или потребляет активную мощность в больших пределах;

- ток и напряжение возбуждения колеблются в меньших пределах около прежнего уровня.

В этом случае следует попытаться восстановить синхронизм увеличением тока возбуждения и снижением активной нагрузки до значений, допустимых в асинхронном режиме при полной потере возбуждения.

2. Самостоятельные действия оперативного персонала при ликвидации аварий?

Без предварительного получения распоряжения или разрешения вышестоящего дежурного, но с последующим уведомлением его о выполненных операциях.

Цель - устранение возникшей опасности для людей, быстрейшее восстановление электроснабжения потребителей, отделение поврежденного оборудования или участка, если это мешает подаче (приему) напряжения.

Ниже рассмотрены некоторые случаи, когда оперативному персоналу станций и подстанций вменены в обязанность самостоятельные действия.

При непосредственной угрозе безопасности людей, если спасение их жизни зависит от быстроты действий оперативного персонала, ему разрешено отключить любое оборудование независимо от возможных последствий, вызванных этими действиями (обесточение подстанции, отделение станции от системы, остановка оборудования и т.д.)
В случае возникновения пожара, к тушению которого можно приступить только после снятия напряжения с оборудования или установки, разрешается их отключение для снятия напряжения.
При отключении воздушной или кабельной линии, работающей в режиме тупикового (одностороннего) питания, когда электроснабжение потребителей внезапно прекращается, персоналу разрешается немедленно, без осмотра оборудования, включить под напряжение отключившуюся линию, даже если установленный на линии АПВ работал неуспешно. Очевидно, что эти действия распространяются также и на транзитные линии, временно переведенные (на период ремонтных работ) и режим тупикового питания. Повторное ручное включение линии без осмотра ее оборудования не производится в том случае, когда персонал располагает сведениями о явном повреждении оборудования, например обрыве проводов линии, а также в особых случаях, когда подача напряжения разрешается только по получении согласия потребителя.

При автоматическом отключении силового трансформатора и прекращении электроснабжения потребителей в работу немедленно включается трансформатор, находящийся в резерве. При отсутствии резервного трансформатора и отключении от максимальной защиты работающего в случае нарушения электроснабжения потребителей персоналу разрешается включение вручную отключившегося трансформатора без осмотра как самого трансформатора, так и обесточенных шин. Если ручное включение трансформатора под нагрузку окажется неуспешным, производится осмотр оборудования подстанции. Обнаруженное во время осмотра поврежденное оборудование отключается сначала выключателем, а затем разъединителями, и на неповрежденную часть подается напряжение.

Отключившиеся во время аварий генераторы и синхронные компенсаторы, если отключение не связано с повреждением их оборудования, включаются в сеть персоналом самостоятельно. Осмотр присоединений генераторов и синхронных компенсаторов проводится после включения в сеть и набора нагрузки.

Не допускается без разрешения вышестоящего дежурного:

включать под нагрузку транзитные линии и трансформаторы без предварительной проверки синхронизма, если несинхронное включение их недопустимо
отключать транзитные линии и трансформаторы при исчезновении напряжения на шинах, кроме случаев, когда повреждены сборные шины и их оборудование;
включать питающие потребителей линии, отключенные автоматами частотной разгрузки при дефиците мощности в энергосистеме.

Билет №16

1. Условия синхронизации генератора с сетью.

Подготовка СГ к включению на параллельную работу и сам процесс включения называются синхронизацией.

1) Равенство частот напряжения сети и подключаемого к ней генератора; зависит от частоты вращения электрической машины. Большая разность определяет больший избыток кинетической энергии при включении его в сеть.

При недопустимо большой разнице значений частот (более 0,2 Гц) успешная синхронизация может быть не достигнута; подключаемый генератор может не втянуться в синхронизм. контролируется по частотомеру

2) Равенство напряжений включаемого и работающего генератора (или сети). Успешная синхронизация может быть выполнена при расхождении значений в 5-10%. Регулируется изменением тока в обмотке возбуждения.

3) Соответствие порядка следования фаз (“фазировка”) включаемого генератора и сети (или рабочего генератора).

4) Совпадение по фазе одноименных векторов фазных напряжений обоих генераторов, или, иначе, равенство нулю угла сдвига по фазе указанных векторов, т. е. φ = 0°. будет иметь место при условии совпадения по фазе синусоидальных кривых напряжений обоих генераторов.

► Включение генератора в сеть.

Включение генератора в сеть может быть выполнено по способу ручной точной синхронизации или по способу самосинхронизации.

Метод точной ручной синхронизации. Для включения генератора этим способом, д.б. соблюдены три условия (идеальные):

► равенство напряжения генератора и сети по величине;

► совпадение этих напряжений по фазе;

► равенство частот генератора и сети.

В действительности условия синхронизации несколько отличаются от указанных на предыдущем слайде идеальных условий:

► напряжение генератора должно быть меньше напряжения сети (но не более, чем на 5%), чтобы он после включения принял на себя реактивную нагрузку;

► импульс на включение генераторного выключателя должен подаваться до подхода стрелки синхроноскопа к красной черте на угол, соответствующий времени включения выключателя. Возможная ошибка не должна превышать 8-12^о;

► частота генератора должна быть близкой к частоте сети (но не равной ей), чтобы стрелка синхроноскопа вращалась, но медленно, не более 2-3 об/мин.

Схема ручной синхронизации дополняется блокировкой от несинхронного включения, разрешающей включение выключателя только при допустимой разнице частот и при допустимом угле расхождения между фазами напряжения генератора и напряжения сети. Ручная точная синхронизация при отключенной блокировке от несинхронного включения запрещается.

Автоматическая синхронизация имеет свои достоинства - безошибочность выбора момента включения выключателя и сокращение времени на синхронизацию (автоматическая синхронизация допускает отклонения от идеальных условий в два раза выше, чем при ручной).

Метод самосинхронизации. По этому способу генератор включается в сеть без возбуждения при скорости вращения, близкой к синхронной (скольжение ±2-5 %), после чего включением АГП генератор возбуждается и в течение 1 - 2 с втягивается в синхронизм. Во избежание пробоя изоляции обмотки ротора из-за перенапряжения она должна быть замкнута до включения АГП на сопротивление самосинхронизации.

Этот способ обычно применяется в аварийных условиях, когда есть дефицит времени и синхронизация турбогенератора затягивается на несколько минут.

ЛИБО:

Выполнение перечисленных условий может быть реализовано точной синхронизацией или самосинхронизацией.

Первый способ как правило, выполняется в автоматическом или полуавтоматическом режиме - с использованием специальной аппаратуры - синхроскопа. определяющего необходимый момент для параллельного включения добавочного генератора, находящегося в рабочем состоянии. (При точной синхронизации генератор включается в сеть возбужденным).

Высокая точность соответствия состояния параметров подключаемого генератора перечисленным выше требованиям в момент его включения в сеть делает этот способ наиболее предпочтительным в использовании.

К серьезным недостаткам данного способа синхронизации можно отнести относительную его сложность; поэтому, ввод генератора в работу в этом случае должен производиться только высококвалифицированным персоналом. Кроме того, нельзя не учитывать длительность процесса; в аварийных ситуациях, отличающихся нестабильностью частоты, он может занять несколько десятков минут.

Самосинхронизация - способ заключается в использовании невозбужденного вспомогательного генератора с включенным автоматом гашения поля с частотой вращения близкой к частоте вращения генератора сети.

При скольжении в 2-3% производится включение генератора с одновременной подачей возбуждения, после чего происходит постепенное втягивание генератора в синхронизм. Во избежание возникновения недопустимых толчков тока, остаточное напряжение на выводах статорной обмотки должно быть не более 0,3Uном.

Главное преимущество включения генератора без возбуждения в сеть - отсутствие необходимости подгонки рабочих параметров как при описанном выше способе точной синхронизации.

недостаток данного способа: процесс сопровождается снижением напряжения на выводах, что в некоторых случаях может стать причиной нарушения нормального режима работы оборудования.

2. Основные задачи оперативного персонала при ликвидации технологических нарушений?

Основными задачами оперативного персонала при ликвидации технологических нарушений являются:

Ø предотвращение развития нарушения, исключение травмирования персонала, устранение опасности для оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

Ø быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой электроэнергии;

Ø создание наиболее надежной послеаварийной схемы станции;

Ø выяснение состояния отключившегося и отключенного во время аварии оборудования и при возможности включение его в работу;

Ø быстрое восстановление режима работы субъектов рынка энергии и мощности.

Оперативный персонал при ликвидации технологических нарушений обязан:

Ø на основании показаний приборов, положения выключателей, срабатывания устройств РЗА и сигнализации, а также по внешним признакам и поступившим сообщениям составить общее представление о том, что произошло;

Ø устранить опасность для персонала и оборудования, вплоть до его отключения;

Ø обеспечить нормальную работу основного оборудования, оставшегося в работе, а также оборудования собственных нужд электростанции;

Ø обеспечить сезонный попуск в нижний бьеф;

Ø выяснить по возможности место, характер, объем повреждения;

Ø вызвать ремонтный персонал и, не дожидаясь его прибытия, подготовить рабочее место.

Вмешиваться в работу автоматических устройств, если это не предусмотрено инструкцией, запрещается.

При ликвидации технологических нарушений оперативный персонал имеет право и обязан самостоятельно вне зависимости от наличия связи с вышестоящим оперативным персоналом:

Ø отключить оборудование в случае угрозы безопасности людей или при несчастных случаях;

Ø отключить оборудование при угрозе его повреждения, разгружать его до безопасного предела;

Ø подавать напряжение на оборудование для восстановления питания собственных нужд;

Ø восстанавливать нормальную схему собственных нужд ГЭС;

Ø включать резервные генераторы после аварийного отключения работавших в сети генераторов (восстановление нагрузки производить согласованно с ДД);

Ø восстанавливать доаварийный попуск в нижний бьеф ГЭС маневрированием затворов водосливной плотины;

Ø синхронизироваться с системой при наличии напряжения на ВЛ;

Ø принять все меры по восстановлению связи с вышестоящим оперативным персоналом. После восстановления связи ОП должен доложить о самостоятельно произведенных операциях и далее действовать по указанию ДД;

Ø Все распоряжения вышестоящего ОП обязательны к исполнению подчиненным оперативным персоналом. Если распоряжение вышестоящего ОП представляется подчиненному ОП неверным, он обязан указать на это. При подтверждении распоряжения дежурный обязан его выполнить.

Ø Запрещается выполнять распоряжения вышестоящего ОП, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к потере питания СН электростанции.

Ø О своем отказе выполнить неправильное решение ОП обязан сообщить оперативному руководителю, отдавшему распоряжение и главному инженеру станции.

Ø Все оперативные переговоры и распоряжения во время ликвидации технологических нарушений должны записываться на магнитофон (ПК).

Билет №17

1. При каких условиях запрещается пуск гидроагрегата?

Пуск агрегата запрещается:

Ø при неисправности любой из защит, действующих на останов оборудования;

Ø при дефектах системы регулирования гидроагрегата, которые при сбросах нагрузки препятствуют автоматическому выводу агрегата из разгона;

Ø при неисправности дистанционного управления затворами и задвижками, используемыми при ликвидации аварийных ситуаций;

Ø при неисправности клапанов срыва вакуума и холостых выпусков;

Ø при качестве масла, не удовлетворяющем нормам на эксплуатационные масла, и при температуре масла ниже установленного предела;

Ø при уровнях масла в ваннах подпятника и генераторного подшипника, в сливном баке и в масловоздушном котле маслонапорной установки ниже установленного заводскими инструкциями минимума.

Ø при напоре, выходящем за пределы допустимых значений, установленных заводом-изготовителем гидротурбин;

Ø при неисправности системы торможения гидроагрегата;

2. Назначение Правил использования водных ресурсов водохранилищ.

Основным документом, регламентирующим режим наполнения и сработки водохранилищ, порядок пропуска половодий и паводков, размеры попусков в нижний бьеф гидроузла, являются «Правила использования водных ресурсов водохранилищ».

«Правила» подлежат пересмотру по мере накопления опыта эксплуатации, изменения водохозяйственной обстановки, экологических требований к режиму использования стока, но не реже, чем один раз в 10-12 лет. Как разработка, так и пересмотр «Правил» требуют выполнения значительного объема специальных расчетов, от качества и достоверности результатов которых зависит эффективность и безопасность функционирования объекта.

Ядром правил являются диспетчерские графики. Крупные водохранилища страны работают, опираясь на диспетчерские графики.

Диспетчерские правила являются средством обеспечения оптимального использования водных ресурсов, позволяя в каждый момент времени назначать отдачу гидроузла или каскада гидроузлов в зависимости от некоторого параметра, или набора параметров управления.

Диспетчерские графики позволяют полностью управлять использованием водных ресурсов водохранилищ изолированных гидроузлов.

Для каскадов и их объединений диспетчерские графики дополняются системой диспетчерских правил, регламентирующих очередность использования водных ресурсов водохранилищ различных ступеней. Диспетчерские правила регулирования стока устанавливают в зависимости от наличия запасов воды в водохранилище, прогноза притока и фазы гидрологического цикла, энергоотдачи ГЭС, водоотдачи всем пользователям и санитарно-экологическим попускам в нижние бьефы гидроузлов.

Билет №18

1. При каких условиях гидроагрегат должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом?

Гидроагрегат должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в следующих случаях:

ž при снижении давления масла в системе регулирования ниже допустимого предела;

ž при уровнях масла в ваннах подпятника и подшипников, сливном баке и масловоздушном котле МНУ ниже установленного минимума;

ž при появлении дыма, искр или пламени из генератора;

ž при повышении температуры сегментов любого из подшипников и подпятника сверх допустимого предела;

ž при прекращении подачи воды на смазку турбинного подшипника и отказе резервного источника;

ž при повышении частоты вращения ротора сверх разгонной, установленной заводом-изготовителем;

ž при выходе из строя системы управления лопастями поворотно-лопастных турбин.

2. Пропуск паводков через гидроузел. Задачи паводковой комиссии.

6.1.1 Ежегодно до наступления паводкового периода на ГЭС должна быть образована паводковая комиссия под руководством технического руководителя. В задачу комиссии входит разработка плана мероприятий по обеспечению пропуска половодья (паводка) через гидроузел и защиты гидротехнических сооружений от повреждений.

6.1.3 Если для пропуска половодья предусматривается использование водопропускных

6.1.4 План мероприятий по пропуску половодья (паводка) должен разрабатываться заблаговременно, основываясь на предыдущих и текущем прогнозах Роскомгидромета, содержащих сроки начала и конца половодья, размер и характер его прохождения, а также максимальные величины приточного расхода половодья, и включает следующее:

- режим предварительной сработки водохранилища;

- режим работы гидроузла в период прохождения паводковых расходов, с учетом требований оперативного органа ФАВР;

- график маневрирования затворами;

- проверка работоспособности электроприводов затворов;

- перечень аварийного запаса строительных материалов и мест их нахождения (камень, песок, щебень, лесоматериалы, материалы для уплотнения и др.), необходимых для ликвидации возможных размывов и повреждений сооружений, а также перечень транспортных средств, спецодежды, инструментов и оборудования.

6.1.6 В подготовительные работы перед половодьем (паводком) включаются следующие мероприятия:

- общий осмотр паводковой комиссией состояния гидротехнических сооружений;

- проверка работоспособности КИА;

- завершение плановых ремонтов всех гидротехнических сооружений, в том числе устройств, обеспечивающих отвод талых и дренажных вод;

- проверка действия затворов и оборудования, работа которых связана с пропуском высоких вод; выполнение мероприятий по обеспечению надежной работы затворов и их подъемных устройств;

- разборка или удаление временных сооружений и конструкций, устанавливаемых на морозный период (запаней, тепляков, потокообразователей и др.);

- дополнительное укрепление откосов грунтовых сооружений и берегов в местах, подверженных размыву; защита линий электропередач, расположенных в пойменных участках, от подмыва оснований и воздействия льда во время ледохода; расчистка от снега и наледей нагорных канав у сооружений, кюветов на гребне и бермах плотин;

- вывоз до наступления высоких вод с затопляемых территорий оборудования, механизмов, материалов и др.;

- подготовка к возможному выполнению мероприятий по ослаблению ледяного покрова, в том числе, при необходимости, к производству взрывных работ;

- разработка и согласование с местными органами власти и другими организациями совместных планов действий в случае аварийных ситуаций при прохождении ледохода и высоких вод, в том числе по оказанию помощи эксплуатирующей организации;

- организация аварийных бригад на время пропуска половодья (паводков), обучение их производству работ, которые могут потребоваться при пропуске паводка (дробление льда и взрывные работы, подводная каменная наброска, фашинные крепления, механизированный и ручной водоотливы и т.п.), проведение инструктажа по технике безопасности;

- усиление электроосвещения акватории в зоне водосбросов;

- проверка и поддержание в исправном состоянии проездов и подъездов для автотранспорта к гидротехническим сооружениям и складам аварийного запаса с учетом неблагоприятных метеорологических условий (дождь, снежный покров, обледенение).

6.1.7 Срок окончания подготовительных работ должен устанавливаться в зависимости от местных условий, но не позднее чем за 15 дней до начала половодья, определенного прогнозом согласно информации от организаций, осуществляющих гидрометеорологические наблюдения. Должен осуществляться ежедневный контроль за своевременным выполнением мероприятий, предусмотренных планом по пропуску половодья.

6.1.8 В стандарте ГЭС (производственной инструкции), в разделе по эксплуатации гидротехнических сооружений, должен быть приведен перечень работ, выполняемых на гидроузле в период подготовки и прохождения паводка с распределением обязанностей эксплуатационного персонала на этот период.

6.1.9 Для каждой конкретной ГЭС должна быть разработана схема оптимального маневрирования затворами в зависимости от прохождения паводка, обеспечивающая наиболее благоприятные условия сопряжения потока в нижнем бьефе и не приводящая к повреждениям сооружений, разрушению креплений и подмывам дна, с учетом режима работы гидроагрегатов ГЭС.

При этом должны соблюдаться следующие требования:

- открытие водосбросных отверстий должно производиться ступенями с распределением расхода по всему водосбросному фронту;

- если водосливные отверстия имеют разные отметки водобоя, то первоочередной сброс воды следует осуществлять через отверстия, имеющие более низкую отметку водобоя;

- создавать симметричное направление потока из отверстий водосброса с распределением его по всей ширине нижнего бьефа;

- не допускать сосредоточенных сбросов воды, открывая отверстия подряд, особенно при низких уровнях нижнего бьефа.

6.1.11 Режим работы водосбросных сооружений устанавливается проектом с последующим уточнением по мере накопления опыта эксплуатации и заносится в стандартом ГЭС (производственной инструкцией). Возможные отступления от порядка работы водосбросных отверстий с целью сброса плавающего льда, шуги и мусора должны быть также отмечены в стандарте ГЭС (производственной инструкции).

6.1.11 Оповещение о сбросах воды в установленном порядке должно передаваться местным органам управления. Информация об этом населения и всех заинтересованных организаций осуществляется в установленном для каждой ГЭС порядке.

6.1.12 На гидроузлах, где для пропуска высоких паводков предусмотрена форсировка, повышение уровня воды выше отметки НПУ допустимо только при работающих турбинах (если работа турбин возможна) и полностью открытых всех водосбросных и водопропускных отверстиях. При снижении притока воды отметка уровня воды должна быть в кратчайшее время понижена до НПУ.

6.1.13 После прохождения половодья (паводка) все гидротехнические сооружения, особенно крепления нижнего бьефа, а также оборудование, должны быть осмотрены, выявлены повреждения и назначены сроки их устранения.

Билет №19

1. Системы охлаждения силовых трансформаторов.

Трансформаторы отечественного производства, установленные на электростанциях и подстанциях энергосистем, имеют следующие виды охлаждения:

ž масляное с естественной циркуляцией масла внутри бака и воздуха снаружи (условное обозначение М);

ž масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д);

ž масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ);

ž масляное с принудительной циркуляцией масла и охлаждением масла водой (НЦ).

2. Осмотры гидротехнических сооружений.

Все гидротехнические сооружения ГЭС должны регулярно подвергаться периодическим техническим осмотрам для оценки состояния сооружений, уточнения сроков и объемов работ по ремонту, разработки предложений по улучшению их технической эксплуатации, а также качества всех видов ремонтов.

Общие осмотры следует проводить два раза в год - весной и осенью.

ž Общий весенний осмотр сооружений проводится для оценки их состояния и готовности к пропуску паводка после таяния снега или весенних дождей. При весеннем осмотре уточняются сроки и объемы работ по текущему ремонту перед пропуском паводка, а также определяются объемы работ по текущему ремонту сооружений на предстоящий летний период и по капитальному ремонту на текущий и следующий год.

ž Общий осенний осмотр проводится с целью проверки подготовки гидротехнических сооружений к зиме. К этому времени должны быть закончены все летние работы по ремонту.

При выборочном осмотре обследуются отдельные гидротехнические сооружения или отдельные их элементы. Периодичность выборочных осмотров определяется местными условиями эксплуатации.

Кроме плановых осмотров, должны проводиться внеочередные осмотры гидротехнических сооружений после чрезвычайных стихийных явлений или аварий.

Ø Осмотр подводных частей гидротехнических сооружений и туннелей производится после первых двух лет их эксплуатации и в дальнейшем через каждые 5 лет.

Ø Систематический комиссионный контроль надзора за состоянием и эксплуатацией гидротехнических сооружений осуществляется путем их технического освидетельствования. Состав комиссии утверждается техническим руководителем ГЭС (каскада ГЭС); в состав комиссии должны быть включены специалисты проектных и научно-исследовательских организаций.

Билет №20

1. Эксплуатация газовой защиты.

При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (автотрансформатора, реактора), отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле должны быть произведены разгрузка и отключение трансформатора, время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению должно быть минимальным.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор может быть немедленно включен в работу. Продолжительность работы устанавливается главным инженером.

При автоматическом отключении трансформатора от любой защиты, кроме дифференциальной и газовой, он может быть включен обратно в сеть; при действии дифференциальной и газовой защиты производится осмотр трансформатора и обратное включение допускается лишь после установления причины отключения и устранения выявившихся неисправностей.

Однако если при таком отключении трансформатора нарушено электроснабжение потребителей, а видимых признаков повреждения не обнаружено, трансформатор может быть включен еще один раз. При наличии признаков повреждения трансформатор выводится в ремонт.

2. Общие требования к кабельному хозяйству электростанций.

Главная схема электрических соединений, схема собственных нужд и схема оперативного тока, управление оборудованием и компоновка оборудования и кабельного хозяйства электростанции или подстанции должны выполняться таким образом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве или вне его были исключены нарушения работы более чем одного блока электростанции, одновременная потеря взаимно резервирующих присоединений распределительных устройств и подстанций, а также выход из работы систем обнаружения и тушения пожаров.

Для основных кабельных потоков электростанций должны предусматриваться кабельные сооружения (этажи, туннели, шахты и др.), изолированные от технологического оборудования и исключающие доступ к кабелям посторонних лиц.

При размещении потоков кабелей на электростанциях трассы кабельных линий должны выбираться с учетом:

предотвращения перегрева кабелей от нагретых поверхностей технологического оборудования;

предотвращения повреждений кабелей при выхлопах (возгораниях и взрывах) пыли через предохранительные устройства пылесистем;

недопущения прокладки транзитных кабелей в технологических туннелях гидрозолоудаления, помещениях химводоочистки, а также в местах, где располагаются трубопроводы с химически агрессивными жидкостями.

Взаимно резервирующие ответственные кабельные линии (силовые, оперативного тока, средств связи, управления, сигнализации, систем пожаротушения и т. п.) должны прокладываться так, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаимно резервирующих кабельных линий. На участках кабельного хозяйства, где возникновение аварии угрожает ее большим развитием, кабельные потоки следует делить на изолированные одна от другой группы. Распределение кабелей по группам принимается в зависимости от местных условий.

В пределах одного энергоблока разрешается выполнение кабельных сооружений с пределом огнестойкости 0,25 ч. При этом технологическое оборудование, которое может служить источником пожара (баки с маслом, маслостанции и т. п.), должно иметь ограждения с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч, исключающие возможность загорания кабелей при возникновении пожара на этом оборудовании.

В пределах одного энергоблока электростанции разрешается прокладка кабелей вне специальных кабельных сооружений при условии надежной их защиты от механических повреждений и заноса пылью, от искр и огня при производстве ремонта технологического оборудования, обеспечения нормальных температурных условий для кабельных линий и удобства их обслуживания.

Для обеспечения доступа к кабелям при расположении их на высоте 5 м и более должны сооружаться специальные площадки и проходы.

Для одиночных кабелей и небольших групп кабелей (до 20) эксплуатационные площадки могут не сооружаться, но при этом должна быть обеспечена возможность быстрой замены и ремонта кабелей в условиях эксплуатации.

При прокладке кабелей в пределах одного энергоблока вне специальных кабельных сооружений должно обеспечиваться по возможности разделение их на отдельные группы, проходящие по различным трассам.

Кабельные этажи и туннели, в которых размещаются кабели различных энергоблоков электростанции, включая кабельные этажи и туннели под блочными щитами управления, должны быть разделены поблочно и отделены от других помещений, кабельных этажей, туннелей, шахт, коробов и каналов несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч, в том числе в местах прохода кабелей.

В местах предполагаемого прохода кабелей через перегородки и перекрытия в целях обеспечения возможности замены и дополнительной прокладки кабелей должна предусматриваться перегородка из несгораемого, легко пробиваемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

В протяженных кабельных сооружениях тепловых электростанций должны предусматриваться аварийные выходы, расположенные, как правило, не реже чем через 50 м.

Кабельные хозяйства электростанций должны быть отделены от отходящих сетевых кабельных туннелей и коллекторов несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

Места входа кабелей в помещения закрытых распределительных устройств и в помещении щитов управления и защиты открытых распределительных устройств должны иметь перегородки с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

Места входа кабелей на блочные щиты управления электростанций должны быть закрыты перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

Кабельные шахты должны быть отделены от кабельных туннелей, этажей и других кабельных сооружений несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч и иметь перекрытия вверху и внизу. Протяженные шахты при проходе через перекрытия, но не реже чем через 20 м должны делиться на отсеки несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

Проходные кабельные шахты должны иметь входные двери и быть оборудованы лестницами или специальными скобами.

Билет №21

1. Основные защиты генератора.

— продольная дифференциальная защита;

— поперечная дифференциальная защита;

— защита от замыкания на землю обмотки статора;

— защита от повышения напряжения;

— защита от асинхронного хода;

— дополнительная максимальная токовая защита;

— защита от потери возбуждения;

— защита от замыкания на землю обмотки ротора главного генератора;

— защита ротора от перегрузки;

— дифференциальная защита вспомогательного генератора;

— защита вспомогательного генератора от перегрузки;

— защита от максимального тока ротора вспомогательного генератора;

— максимальная токовая защита вспомогательного генератора;

— защита от повышения напряжения статора вспомогательного генератора;

— защита ротора вспомогательного генератора от замыканий на землю.

l Защита обратной последовательности от несимметричных коротких замыканий и перегрузок.

l Защита от симметричных коротких замыканий и перегрузок.

l Дистанционная защита.

l Защита от асинхронного режима.

l Дополнительная МТЗ.

l Защита оперативного резерва.

l Защита от понижения частоты.

l Защита ротора от перегрузки.

l Защита ротора от замыканий на землю.

l Защита ротора от длительной форсировки.

l Защита от потери возбуждения.

l УРОВ генератора.

Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей защитой от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора ГГ и на его выводах.

Защита выполняется в 3-х фазном исполнении и подключается к трансформаторам тока, установленным в главных и нулевых выводах ГГ.

Защита по принципу действия не работает при внешних коротких замыканиях и асинхронном режиме генератора.

Защита действует на:

Ø Отключение генераторного выключателя;

Ø Гашение полей ГГ и ВГ;

Ø Останов турбины;

Ø Пуск АПТ ГГ;

Ø Сброс аварийно-ремонтного затвора (АРЗ).

Поперечная дифференциальная защита генератора предназначена для защиты от замыканий между витками одной фазы обмотки статора ГГ.

Защита подключена к трансформаторам тока, установленным в камере нулевых выводов ГГ между нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.

Защита действует на:

Ø Отключение

генераторного выключателя;

Ø Гашение полей ГГ и ВГ;

Ø Останов турбины;

Ø Пуск АПТ ГГ;

Ø Сброс АРЗ.

Защита от замыканий на землю обмотки статора обеспечивает 100% охват обмотки статора главного генератора и имеет в своем составе три функциональных органа:

Ø Орган основной гармоники;

Ø Орган третьей гармоники;

Ø Орган напряжения обратной последовательности.

Орган основной гармоники реагирует на основную составляющую напряжения нулевой последовательности, защищает 85-95% витков обмотки статора ГГ со стороны главных выводов генератора и подключен к обмотке разомкнутого треугольника ТН главных выводов генератора и действует на:

Ø Отключение генераторного

выключателя;

Ø Гашение полей ГГ и ВГ;

Ø Останов турбины;

Ø Сброс АРЗ.

Орган напряжения обратной последовательности блокирует действие земляной защиты статора генератора при внешних несимметричных к.з.

Защита от повышения напряжения предусматривается для предотвращения недопустимого повышения напряжения в обмотке статора главного генератора.

Защита подключена к ТН главных выводов генератора и имеет 2 ступени:

Ø Первая ступень имеет уставку 1,2 U_ном генератора, вводится в работу автоматически с выдержкой времени 3с в режиме холостого хода генератора и при сбросах нагрузки.

Ø Вторая ступень с уставкой 1,4 U_ном генератора введена в работу постоянно.

Обе ступени защиты от повышения напряжения действуют на:

Ø Отключение генераторного выключателя;

Ø Гашение полей ГГ и ВГ.

Защита от симметричных коротких замыканий и перегрузок предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок токами прямой последовательности обмотки статора главного генератора.

Защита подключена к ТТ, установленным со стороны нулевых выводов генератора.

Защита выполнена с зависимой от тока I₁ выдержкой времени и содержит следующие функциональные органы:

v Сигнальный;

v Пусковой;

v Интегральный;

v Токовая отсечка.

Дистанционная защита резервирует защиты оборудования ПС, а также основные защиты главного генератора и блочного трансформатора при междуфазных коротких замыканий.

Защита выполнена на основе дистанционных органов, измеряющих сопротивление до места повреждения и подключенных к ТТ в нейтрали генератора и ТН главных выводов генератора.

Дистанционная защита имеет две ступени, не работает ложно при качаниях, блокируется при неисправностях цепей напряжения. Первая ступень защиты с двумя выдержками действуют на:

Ø Отключение выключателей блока – с ∆t₁;

Ø Отключение выключателя генератора , гашение полей ГГ и ВГ, останов турбины, сброс АРЗ - с ∆t₂.

Вторая ступень защиты с двумя выдержками действуют на:

Ø Отключение выключателей блока – с ∆t₁;

Ø Отключение выключателя генератора, гашение полей ГГ и ВГ - с ∆t₂.

2. Общие требования к устройствам РЗА.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной части энергосистемы. Релейная защита должна реагировать также на опасные ненормальные режимы работы электрооборудования. К устройствам релейной защиты предъявляются следующие основные требования:

Быстродействие . Отключение повреждения должно производиться с минимально возможным временем, обеспечивающим: – устойчивость параллельной работы генераторов в энергосистеме; – уменьшение размеров повреждения оборудования; – снижение вероятности перехода возникшего короткого замыкания к более тяжелому виду; – увеличению пропускной способности линий электропередачи; – повышению эффективности АПВ; – уменьшению влияния снижения напряжения при коротком замыкании на работу потребителей электроэнергии.

Чувствительность. Чувствительность – это свойство устройства РЗА с определенным запасом (коэффициентом чувствительности) реагировать на изменение одного или нескольких электрических параметров при коротком замыкании или ненормальном режиме работы. Для того чтобы устройство релейной защиты реагировало на изменение параметров аварийного или ненормального режима (увеличение тока, снижение напряжения и т. д.), оно должно обладать определенной чувствительностью в пределах основной зоны действия, а так-же (для резервных защит) – с учетом зоны, обеспечивающей дальнее резервирование. Чувствительность устройств релейной защиты проверяется при различных видах повреждений с учетом минимально возможного реального режима работы участка энергосистемы. Селективность (избирательность). Селективность – свойство устройств РЗА отключать только поврежденное оборудование энергосистемы минимальным числом выключателей, а при отказе выключателя – выключателями, ближайшими к отказавшему.

Надежность. Устройство релейной защиты должно иметь определенную надежность. Надежность срабатывания Надежность срабатывания – устройство РЗА должно безотказно действовать при повреждениях в пределах зоны, контролируемой данным устройством РЗА. Надежность несрабатывания Надежность несрабатывания – устройство РЗА не должно действовать в тех режимах, когда работа данного устройства не предусматривается. Надежность устройств РЗА определяется: – качеством элементной базы устройств РЗА; – качеством эксплуатации; – степенью резервирования.

Требования ПТЭ:

5.9.1. Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами противоаварийной автоматики и устройствами регулирования.

Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной автоматики, по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и режимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе.

К электрической автоматике относятся:

l АПВ - устройства автоматического повторного включения;

l АВР - автоматического включения резерва;

l частотного пуска резервных гидрогенераторов на ГЭС;

l АЧР - устройства автоматической частотной разгрузки;

l ЧАПВ - частотного автоматического повторного включения;

l АПНУ - автоматического предотвращения нарушения устойчивости;

l АЛАР - автоматической ликвидации асинхронного режима;

l САОН - специального автоматического отключения нагрузки;

l АРЧМ - системы автоматического регулирования частоты и активной мощности и др.

5.9.2. В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, уровень помех и др.).

5.9.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены.

О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой находится устройство, должна быть проинформирована.

5.9.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями.

Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку согласно схемам. Расположение надписей или маркировки должно однозначноопределять соответствующий аппарат.

На панелях с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА.

Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал, должны четко указывать назначение этих устройств.

5.9.5. Силовое электрооборудование и ЛЭП могут находиться под напряжением только с включенной РЗ от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, или присоединение должно быть отключено.

5.9.6. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита.

5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500, а во втором случае - 500 В.

Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.

При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

5.9.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

5.9.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электростанций (ЭТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или в исключительных случаях по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

5.9.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

5.9.14. При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программа) запрещается.

По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии.

5.9.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные не предусмотренные воздействия на оборудование, действующие устройства РЗА, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

5.9.16. Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотных защит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персонал.

5.9.17. Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические сети, и электротехнических лабораторий электростанций должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования.

Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативно-диспетчерский персонал должен нести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

5.9.18. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведены дополнительные (послеаварийные) проверки.

5.9.19. Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

5.9.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

5.9.23. Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения места повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств должны осуществляться по заявке.

5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях, в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений.

Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал.

5.9.26. На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях и в шкафах переключающие устройства в цепях РЗА должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

Билет №22

1. Основные защиты трансформатора.

Ø Дифференциальная защита.

Ø Газовая защита.

Ø Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов.

Ø Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю в сети ВН (грубо).

Ø ТЗНП от неполнофазного режима выключателей со стороны ВН (чувствительная)

Ø Максимальная токовая защита.

Ø Защита от замыканий на землю на стороне НН.

Ø Защита от перегрузок

Ø Защита от потери охлаждения.

Ø Защита от перегрева.

Ø Защита от ненормального уровня масла.

Продольная дифференциальная защита трансформатора блока является основной быстродействующей защитой от всех видов к.з. в трансформаторе и на его выводах.

Защита выполняется в 3-х фазном исполнении и подключается к ТТ, установленным на главных выводах Г и к ТТ, установленным на выводах обмотки ВН блочного трансформатора.

Защита без выдержки времени действует на:

Ø отключение и пуск УРОВ выключателей со стороны ВН;

Ø отключение генераторного выключателя;

Ø отключение АГП;

Ø срабатывание отсечного клапана;

Ø пуск АПТ.

Газовая защита предназначена для защиты трансформатора блока от повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газов или выбросом газо-масляной смеси из бака в расширитель. Защита срабатывает также при утечке масла из бака трансформатора (при снижении уровня).

1 ступень газовой защиты действует на предупредительный сигнал при незначительном газообразовании и понижении уровня масла в трансформаторе до газового реле.

2 ступень газовой защиты срабатывает при выбросе газо-масляной смеси из бака в расширитель, а также при снижении уровня масла в трансформаторе до уровня срабатывания 2 ступени и без выдержки времени действует аналогично дифференциальной защите трансформатора.

Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ) предусмотрено для защиты трансформатора блока от повреждения вводов ВН путем выявления на начальной стадии их повреждений и отключения блочного трансформатора до разрушения ввода.

Принцип действия КИВ основан на измерении суммарного емкостного тока вводов всех фаз при рабочем напряжении.

КИВ подключается к измерительным выводам вводов ВН через согласующие трансформаторы, расположенные в шкафу ШКИВ.

Защита имеет 2 органа: сигнальный и отключающий.

l Сигнальный орган КИВ срабатывает при увеличении суммарного емкостного тока до величины, равной 0,07 Iном.с, действует на предупредительный сигнал, с выдержкой времени вводит в работу отключающий орган.

Отключающий орган КИВ срабатывает при токе 0,2 Iном.с и действует на:

Ø отключение и пуск УРОВ выключателей со стороны ВН;

Ø отключение генераторного выключателя;

Ø отключение АГП;

Ø срабатывание отсечного клапана.

Для исключения ложной работы КИВ при обрывах цепей от ввода ВН отключающий орган блокируется при резком увеличении суммарного ёмкостного тока более 0,65 Iном.с (Iном.с – ёмкостный ток высоковольтного ввода).

Токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю в сети ВН предназначена для резервирования отключения однофазных коротких замыканий на шинах и отходящих ВЛ, а также для резервирования основных защит трансформатора блока при 1 фазных к.з. на стороне ВН блока.

Защита выполняется однофазной и подключается к ТТ, встроенным в заземленную нейтраль обмоток ВН блочного трансформатора.

Защита имеет три выдержки времени и действует на:

Ø отключение и пуск УРОВ выключателя ВН1 - с ∆t1=6,5 с;

Ø отключение выключателя ВН2 - с ∆t2=7,0 с;

Ø отключение генераторного выключателя, гашение поля Г - с ∆t3=7,5 с.

Резервная максимальная токовая защита предусматривается для отключения междуфазных коротких замыканий на стороне НН трансформатора блока в режиме, когда генераторный выключатель отключен.

Резервная МТЗ резервирует основные защиты трансформатора и автоматически вводится в работу при отсутствии тока на стороне НН от генератора.

Защита выполняется с помощью 3-х фазного токового органа, подключенного к ТТ на стороне ВН блочного трансформатора и токовых органов, подключенных к ТТ со стороны генератора.

Защита с выдержкой времени 1 сек действует на:

Ø отключение и пуск УРОВ выключателей ВН;

Ø отключение генераторного выключателя, гашение поля Г.

Защита от перегрузки трансформатора выполняется в однофазном исполнении. При повышении тока в фазе А стороны ВН трансформатора более 1,1 Iном защита с выдержкой времени действует на предупредительный сигнал.

Защита от замыкания на землю на стороне НН контролирует напряжение 3U₀ на стороне НН. При напряжении в «разомкнутом» треугольнике ТН на стороне НН блока 3U₀≥20В с выдержкой времени действует на предупредительный сигнал.

Защита от перегрева предусматривает сигнализацию при достижении температуры верхних слоёв масла внутри бака трансформатора выше допустимых значений.

Защита от ненормального уровня масла контролирует минимальный и максимальный уровни с помощью датчиков, установленных в расширительном баке трансформатора блока и действует на предупредительный сигнал.

Защита от потери охлаждения предназначена для защиты трансформатора блока от перегрева при отсутствии принудительной циркуляции масла (потери охлаждения) в трансформаторе.

Органы контроля тока подключены к ТТ со стороны обмотки ВН, органы контроля напряжения к ТН на стороне НН трансформатора. Защита срабатывает при потере охлаждения трансформатора, имеет три ступени различающиеся по времени срабатывания.

l 1 ступень защиты контролирует температуру верхних слоёв масла и ток обмотки ВН трансформатора блока. ∆t1= 10 мин;

l 2 ступень защиты контролирует температуру верхних слоёв масла. ∆t2 = 30 мин;

l 3 ступень защиты срабатывает по времени. ∆t3 = 1 час.

2. Правила деблокирования блокировки безопасности.

3. Деблокировка устройств блокировки

В том случае, если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, необходимо прекратить переключение и проверить:

а) правильность выбранного присоединения;

б) положение коммутационных аппаратов, связанных с производством переключения, и его соответствие производимой на данном присоединении операции;

в) целостность предохранителей в цепях блокировки и исправность электромагнитного ключа.

Если в результате такой проверки будет установлена неисправность блокировки, об этом необходимо сообщить лицу, отдавшему распоряжение о переключениях.

Оперативному персоналу, непосредственно производящему переключения, запрещается самовольно деблокировать устройства блокировки.

Деблокирование (со снятием пломб) коммутационных аппаратов является крайней мерой и допускается только с разрешения начальника электроцеха или его заместителя на электростанциях; начальника подстанции или группы подстанций в электрических сетях. В аварийных ситуациях разрешение на деблокировку может дать диспетчер РДП (или ЦДП) или дежурный инженер электростанции.

Если возникла необходимость деблокировки, а переключение производилось без бланка переключений, необходимо его составить. В бланк должна быть внесена операция деблокировки. При производстве операции в соответствии с бланком в нем необходимо сделать отметку об операции деблокировки.

Деблокировка замка ЗБ-1 и электромеханического замка ЗЭ производится снятием пломбы и нажатием на деблокировочный рычажок. При этом отводится запорный стержень, отпирается привод разъединителя при наличии замка ЗБ-1 и освобождается ползун замка, позволяя вынуть ключ, если установлен замок ЗЭ.

Для деблокировки замков ЭМБЗ и замков механической блокировки производится их снятие.

В РУ высокого напряжения, где демонтированы рычажки, при деблокировке необходимо снять торцевую крышку со стороны установки ключа и удалить запорный стержень, освобождая этим привод. О деблокировке производится запись в оперативном журнале.

Билет №23

1. Контроль изоляции вводов трансформаторов.

Для выявления повреждений внутренней изоляции вводов в начальной стадии применяются устройства контроля изоляции вводов (КИВ).

Главным в устройстве считается сигнальный канал. Его срабатывание указывает на прогрессирующее повреждение изоляции ввода. При срабатывании КИВ ни сигнал необходимо замерить по прибору небаланс тока. Если он превышает установленное значение, то измерением емкостного тока каждого ввода определяют дефектный.

В нормальных условиях эксплуатации регулярно, не менее 1 раза в смену, контролируется по прибору ток небаланса вводов.

Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ) предусмотрено для защиты трансформатора блока от повреждения вводов ВН путем выявления на начальной стадии их повреждений и отключения блочного трансформатора до разрушения ввода.

Защита имеет 2 органа: сигнальный и отключающий.

Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ)

Отключающий орган КИВ срабатывает при токе 0,2 Iном.с и действует на:

Ø отключение и пуск УРОВ выключателей со стороны ВН;

Ø отключение генераторного выключателя;

Ø отключение АГП;

Ø срабатывание отсечного клапана.

2. Оперативная блокировка безопасности. Принцип действия.

ž Блокировка выключателей с разъединителями контролирует действия персонала с коммутационными аппаратами, разрешая выполнение операций в определенной последовательности. В случае нарушения установленной последовательности операций блокировка запрещает их выполнение.

ž Блокировка заземляющих ножей с разъединителями должна выполняться так, чтобы нельзя было разъединителями подать напряжение на участок электрической цепи, если там включены заземляющие ножи. В равной мере она должна запрещать включение заземляющих ножей на токоведущие части, не отделенные разъединителями от частей, находящихся под напряжением.

Назначение оперативной блокировки – исключение ошибочных действий оперативного персонала при операциях с разъединителями, отделителями, работе с тележками КРУ и с заземляющими ножами.

При отключении и включении рабочих токов, включении заземляющих ножей на участок ошиновки, находящейся под напряжением, возникает открытая дуга между контактами, которая представляет опасность для оперативного персонала и приводит к повреждению оборудования.

Чтобы не допустить такой ситуации все разъединители должны быть сблокированы со своими выключателями, а заземляющие ножи – со своими разъединителями.

Основные требования к оперативной блокировке:

- Блок-замки блокировки должны запирать приводы разъединителей только в крайних положениях «включено» и «отключено»; они не должны запирать привод разъединителя в промежуточном положении;

- Оперативная блокировка не должна давать ложное разрешение на операции с разъединителями при исчезновении напряжения оперативного тока или неисправностях самой оперативной блокировки.

В том случае, если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, необходимо прекратить переключения и проверить:

- Правильность выбранного присоединения;

- Положение коммутационных аппаратов, связанных с производством переключений;

- Целостность предохранителей в цепях питания блокировки или включенное положение автоматов;

- Исправность электромагнитного ключа.

Если будет выявлена неисправность оперативной блокировки, об этом необходимо сообщить лицу, отдавшему распоряжение о переключениях. Оперативному персоналу самовольно запрещается деблокировать оперативную блокировку.

Деблокирование (со снятием пломб) производится с разрешения лица, имеющего на это право приказом по предприятию (обычно старший диспетчер, начальник ПС и главный инженер).

Бланк переключений переписывается заново, в него вносится запись о деблокировке. Ну, и, конечно, релейный персонал организовывается на поиск неисправности.

Виды блокировок:

- Механическая;

- Электромеханическая;

- Электромагнитная;

- Логическая (цифровая).

Механическая блокировка – это блокировка непосредственного действия, которая может быть выполнена на близко расположенных аппаратах. Например, блокировка разъединителя со своим выключателем в КРУ выполняется в виде запирающей рукоятки, когда при включенном положении выключателя запирается разъединитель и оперировать им не разрешается. Точно таким же образом выполнена механическая блокировка заземляющих ножей со своим разъединителем (когда разъединитель включен, заземляющие ножи надежно заперты рукоятками). Такая блокировка применяется в РУ до 220кВ. Достоинство этой блокировки – простота, недостаток – узкая область применения, может быть выполнена только на близко расположенных аппаратах.

Электромеханическая блокировка более сложная, она применяется в тех случаях, когда есть только дистанционное управление аппаратами со щита управления. Эта блокировка состоит из целого комплекса замков на ключах управления, каждый из которых имеет свои секреты. Открываются эти замки своими ключами только в том случае, если операции с данным аппаратом оперативная блокировка разрешает. Эта блокировка достаточно надежная, однако у нее есть один недостаток – она может быть выполнена только при отсутствии местного управления и только в пределах одной ячейки или системы шин.

Электромагнитная блокировка лишена всех этих недостатков. Она универсальна и может охватывать любое количество присоединений на любой по площади территории. Она условно надежна. Недостатком можно считать наличие длинных кабелей, плохая регулировка контактов КСА разъединителей и ножей, обрывы в кабельных жилах.

Принцип действия электромагнитной блокировки:

Исполнительным органом электромагнитной блокировки является блок-замок, устанавливаемый на приводе каждого коммутационного аппарата. В этом замке есть контакты, на которых напряжение будет только в том случае, если допускаются операции с приводом. Блок-замок отпирается с помощью электромагнитного ключа. Ключ – один на все присоединения.

Блокировка состоит из замка 9, устанавливаемого на приводе 1, и универсального переносного ключа 6. Замок 9 состоит из пластмассового корпуса, в котором размещается стержень 3, пружина 2, гнезда 4 и 10. Под действием пружины 2 стержень 3 выходит из корпуса и запирает привод 1. Переносной ключ 6 состоит из пластмассового корпуса, в котором размещены штыри 5, катушка 7 и сердечник катушки 8. Если отключение привода разрешено, то от источника постоянного тока подводится напряжение к гнездам 4 и 10. Оперативный персонал вставляет ключ штырями в гнезда замка. По катушке 7 протекает ток, намагничивая сердечник 8 и соприкасающийся с ним стержень 3. Оперативный персонал при помощи кольца вытягивает сердечник 8 и стержень 3, отпирая привод 1. Кроме этого, у замков старого образца имеются сбоку два рычажка с отверстиями для пломбировки (или язычок). У замков нового типа ничего этого нет, зато есть деблокирующий магнитный ключ, для которого наличие напряжения совершенно не нужно. Пользоваться, по понятным причинам оперативному персоналу этим ключом запрещено, теряется весь смысл оперативной блокировки.

Билет №24

1. Основные узлы гидроагрегата.

1 – рабочее колесо;

2 – вал;

3 – направляющий аппарат;

4 – направляющий турбинный подшипник;

5 – спиральная камера;

6 – статор турбины;

7 – ребра стабилизирующие;

8 – сервомотор;

9 – шахта турбины;

10 – опорное кольцо.

ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИИ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
Статор - основной неподвижный узел ГГ. В синхронном генераторе выполняет функцию якоря, через сердечник которого замыкается переменный магнитный поток, а в обмотке индуцируется переменная ЭДС. Статор состоит из корпуса, сердечника, обмотки и снабжается закладными частями для крепления к фундаменту (рис. 1.1).
В процессе работы узлы статора подвергаются вибрациям и действию различных усилий от массы частей машины, давления воды, электромагнитного поля, магнитной неуравновешенности. Эти условия особенно заметны при аварийных ситуациях. Статор также должен противостоять силам, возникающим при технологических операциях в процессе изготовления и монтажа, чтобы внутренние напряжения в материале и сварных швах не привели к недопустимым деформациям и искажениям формы. Поэтому толщину стальных листов корпуса статора выбирают часто не из обеспечения прочности, а по условиям сохранения формы,
В большинстве случаев статоры ГГ имеют диаметр, превышающий 4,5 м, и для транспортировки выполняются разъемными в виде 2-6 секторов.
Корпус статора представляет собой кольцевую конструкцию, сваренную из Горизонтальных ребер-полок, вертикальных ребер и наружной обшивки. Внутри корпуса, обычно на клиньях, собирается и запрессовывается сердечник, в который затем укладывается обмотка.
Верхний пояс корпуса служит опорой под верхнюю крестовину и систему перекрытий шахты генератора, а нижний используется для крепления статора к фундаменту. Наружная боковая поверхность корпуса, на которой укрепляются воздухоохладители, имеет форму цилиндра или правильного многоугольника. Среднюю часть корпуса, к которой крепится сердечник, образуют несколько параллельных полок, расстояние между которыми принимается примерно 400- 500 мм; между полками устанавливаются ребра и распорные угольники, Верхний и нижний пояса корпуса состоят из одной полки и ребер. Эти полки выполняются более толстыми, чем средние, так как они используются для крепления верхней крестовины и для присоединения к фундаменту. Снаружи корпус закрывается обшивкой, в которой имеются окна для прохода нагретого воздуха к воздухоохладителям и для вывода шин обмотки,
Сердечник статора собирается из сегментов электротехнической стали (холоднокатаная анизотропная сталь марки 3413) толщиной 0,5 или 0,35 мм. Сегменты штампуются компаундным штампом, причем одним ударом штампа вырубаются пазы для обмотки и пазовых клиньев, пазы по наружному диаметру для крепления сегментов к корпусу и контур сегмента (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Статор и ротор генератора:
1 - статор-шестеренка; 2 - спица ротора; 3 - полюс ротора; 4 - паз ротора; 5 - стержень обмотки; 6 - воздухоохладитель; 7 - обод ротора; 8 - тормоз; 9 - напорный трубопровод; 10 - дренажный трубопровод

Сердечник по всей высоте разделен на пакеты, между которыми предусматриваются кольцевые вентиляционные каналы высотой 10 мм,, образованные вентиляционными распорками из специального проката двутаврового сечения-
Пакеты, из которых состоит сердечник, собираются «вперекрой», т.е. стыки сегментов каждого слоя не совпадают со стыками соседних двух слоев. Такая сборка обеспечивает наибольшую магнитную проводимость и максимальную жесткость сердечника. Верхние и нижние крайние пакеты имеют особую конструкцию для уменьшения потерь и нагрева, вызываемых торцевыми магнитными полями. Эти, пакеты - ступенчатой формы, во избежание «распушовки» собираются из монолитных, запеченных на лаке, небольших по высоте пакетов.
Сердечник прессуется в несколько приемов при помощи переносных гидравлических устройств. Сердечник окончательно стягивается длинными шпильками, пропущенными по всей высоте между корпусом и спинкой сердечника, при помощи нажимных гребенок. Пальцы гребенок проходят между стержнями обмоток и давят по всей длине зубца до первой ступеньки крайнего пакета. Гребенки имеют отжимные болты, которыми можно пользоваться для подпрессовки в случае ослабления сердечника при эксплуатации. Для уменьшения нагрева торцевых частей статора от магнитных полей пальцы гребенок выполняют из немагнитной стали.
Сердечник к корпусу в большинстве случаев крепится при помощи длинных клиньев формы ласточкиного хвоста, на которые нанизываются сегменты. Все сегменты в секторе, за исключением крайних, держатся на двух клиньях. В свою очередь, клинья крепятся с помощью промежуточных пустотелых угольников-приварышей, Которые привариваются к клиньям и средним полкам корпуса.
Обмотка статора, наиболее ответственный узел ГТ, определяет долговечность и надежность работы. К обмотке предъявляются следующие основные требования:
закон изменения линейного напряжения во времени при холостом ходе должен удовлетворять нормам качества электроэнергии;
изоляция обмотки должна обладать достаточной электрической и механической прочностью, чтобы обеспечить нормальную эксплуатацию ГГ при рабочих напряжениях в течение срока службы и выдерживать эпизодические повышения напряжения (эксплуатационные и испытательные);
отдельное фазы обмотки должны быть симметричными; превышение температуры обмотки не должно превосходить допустимых значений; обмотка и элементы ее крепления должны оставаться механически прочными при любых наиболее неблагоприятных эксплуатационных режимах, как нормальных, так и аварийных;
амплитуда вибраций лобовых частей должна быть ограничена во всех режимах работы, а частота собственных колебаний - достаточно удалена от удвоенной частоты машины.
Различают катушечные и стержневые обмотки статоров. Катушечная обмотка имеет несколько последовательно соединенных витков. Стержневая обмотка состоит обычно из полусекций стержней, представляющих собой полувиток, реже - из целых неразрезанных секций, образующих виток.
По условиям прочности и надежности изоляции стержневая обмотка предпочтительнее, так как в ней межвитковая изоляция вдвое толще изоляции от корпуса. Стержневая обмотка обеспечивает лучшее заполнение паза, облегчает укладку секций в пазы, их выем и замену при монтаже и ремонтах. Недостатками стержневой обмотки являются: большой вылет лобовых частей и большое число паек крупного сечения; не всегда приемлемые значения объема тока в пазу и линейная нагрузка статора.
И катушечные, и стержневые обмотки могут быть однослойными - в каждом пазу лежит только одна сторона катушки или один стержень, и двухслойными - в каждом пазу лежат две стороны катушки или два стержня. В настоящее время в основном используется двухслойный тип обмотки, более технологичный в производстве.
По электрической схеме соединений секций обмотки подразделяются на петлевые, с результирующим шагом- по пазам, равным единице, и волновые, при которых результирующий шаг по пазам равен двойному полюсному делению,
В современных крупных ГГ наиболее широко применяются двухслойные волновые стержневые обмотки.
Основным конструктивным элементом обмотки является стержень, состоящий из отдельных изолированных медных проводников, расположенных в двух вертикальных столбиках. Каждый элементарный проводник на длине сердечника статора занимает попеременно все возможные положения по высоте столбиков. Благодаря этому ЭДС, наведенные пазовым потоком рассеяния, одинаковы для всех проводников, что позволяет снизить добавочные потери в стержнях.
В качестве основной изоляции стержней обмотки статора используется непрерывная термореактивная изоляция. Для устранения разрядов между стержнями обмоток и стенками пазов и ограничения вибраций обмоток стержни уплотняют. Пазовая часть обмотки статора крепится с помощью клиньев. Профиль клиньев должен соответствовать форме паза, обеспечивать надежное закрепление обмотки при рабочих и аварийных режимах, включая внутренние КЗ в обмотке статора.
В отдельных пазах укладываются термометры сопротивления; на дно пазов - для измерения температуры сердечника; между стержнями - для измерения средней температуры двухслойной обмотки; под пазовые клинья - для измерения температуры однослойной обмотки. Провода от термометров сопротивления выводятся через вентиляционный канал в сердечнике.
Лобовые части обмотки статора крепятся с помощью бандажных колец, охватывающих корзинку лобовых частей снаружи и препятствующих их перемещениям в радиальном направлении. Для крепления лобовых частей в тангенциальном направлении служат дистанционные прокладки, устанавливаемые плотно между смежными стержнями каждого слоя через 150-200 мм, и фасонные разборные упоры. Все изоляционные, крепежные и прокладочные элементы, расположенные в зоне обмотки, выполняются из стеклотекстолитов.
Изоляция бандажных колец, перемычек, соединительных и выводных шин выполняется по типу изоляции стержней обмотки. Пакет соединительных шин собирается на изолированных стойках, укрепляемых с помощью кронштейнов на нажимных плитах или на корпусе статора. Между смежными шинами устанавливаются дистанционные прокладки, стягиваемые немагнитными шпильками. Главные и нейтральные выводные шины группируются в двух местах по окружности статора и выводятся через окна в корпусе, закрываемые изоляционными плитами.
Ротор. Ротор представляет собой вращающуюся часть ГГ, непосредственно соединенную с валом турбины. Ротор выполняет три функции: индуктора, образующего магнитное поле; маховика, обеспечивающего устойчивую работу агрегата; вентилятора, создающего необходимый напор для циркуляции воздуха, охлаждающего активные части ГГ. Кроме того, к ротору крепится тормозное кольцо, используемое при остановках агрегата.
Ввиду разницы в частотах вращения ГГ и ТГ существует принципиальное различие в конструкций их роторов. ГГ имеют явнополюсный ротор, который представляет собой своеобразное колесо большого диаметра, состоящее из внутренней части - остова, насаживаемого с помощью втулки на вал, и наружной части - обода, собранного из штампованных сегментов. На ободе располагаются полюсы с обмоткой возбуждения (рис. 1.3). Чем меньше частота вращения ГГ, тем большее число полюсов и катушек необходимо разместить на ободе. Поэтому диаметры роторов у тихоходных ГТ значительно больше, чем у быстроходных.
Валы гидроагрегатов в зависимости от размеров выполняются цельноковаными или кованосварными. У гидроагрегатов с поворотно-лопастными турбинами центральное отверстие (осевой канал) служит для размещения штанг устройства поворота лопастей рабочего колеса, у гидроагрегатов с радиально-осевыми турбинами - для подачи воздуха под рабочее колесо.
Ранее все гидроагрегаты производились с отдельными валами для турбины и генератора и с фланцевым соединением. В настоящее время большинство зонтичных машин имеют единый вал, а подвесные гидроагрегаты и незначительное число зонтичных проектируются по-прежнему с отдельными валами. Однако при едином вале упрощается монтаж агрегата, исключаются возможность «излома» линии вала и биение вала.
Вращающий момент передается от вала к ротору в ГГ с единым валом при помощи фланцевого соединения вала турбины с втулкой центральной части ротора. При раздельных валах момент передается либо с помощью шпоночного соединения между валом генератора и насаженным из него остовом ротора, либо трением, создаваемым посадочным натягам между этими узлами.
Остовы. Остов ротора, который можно транспортировать целиком и который выполняется в виде сварного барабана, состоит из центральной втулки стального литья, приваренных к ней верхнего и нижнего дисков, вертикальных ребер между дисками и втулкой. По наружной поверхности устанавливаются клиновые полосы приваренные к дискам и вертикальным ребрам. В верхнем и нижнем дисках имеется по нескольку отверстий для засасывания вращающимся ротором охлаждающего воздуха. Войдя внутрь барабана и закручиваясь ребрами, воздух попадает в каналы обода и затем выбрасывается между полюсами в воздушный зазор.
Остов ротора диаметром меньше 8 м представляет собой сварную звездообразную конструкцию с частично отъемными спицами двутаврового сечения, которые крепятся с помощью стыковых плит, стяжных шпилек и штифтов. Для увеличения жесткости концы спиц сверху и снизу скрепляются балочками или листами перекрытий, прилегающими к внутренней поверхности обода, образуя окна для прохода воздуха внутрь остова.
У роторов крупных ГГ с внутренним диаметром обода более 8 м; остов представляет собой сварно-литую центральную часть, по периферии которой приварены стыковые плиты, причем все спицы отъемные.
Имеются различные модификации спиц ротора, наиболее экономичны трапецеидальная спица коробчатого сечения и спица с двумя гибкими пулами.
Ободы. Шихтованный обод, применяемый во всех ГГ, за исключением самых быстроходных, собирается на калибрах и шпильках из отдельных сегментов, штампованных из листовой стали толщиной 3-4 мм. Обод является наиболее напряженным в механическом отношении узлом ротора, прочность обода определяет выбор окружной скорости и, следовательно, габаритов ГГ.
С учетом того, что обод используется также в качестве вентилятора, возникает необходимость в правильном выборе длины сегмента, определяя этим размеры многочисленных (порядка 10000) зазоров между их боковыми сторонами. Половина этих зазоров, располагаясь между полюсами, служит каналами для прохода охлаждающего воздуха и играет существенную роль в системе вентиляции ГГ.
Для прохода воздуха в ободе предусматривается несколько вентиляционных каналов, образуемых дистанционными распорками.
Сверху на спицах обод запирается замками для предотвращения скольжения вверх относительно остова при подъеме на домкратах.
К нижней, торцевой, части ротора крепится тормозное кольцо, состоящее из отдельных сегментов. У ГГ большого диаметра тормозное кольцо укреплено непосредственно на ободе его стяжными шпильками. На роторах сравнительно небольшого диаметра сегменты
тормозного кольца крепятся только к остову или к остову и ободу совместно.
Полюсы и токоподвод. Полюс ГГ состоит из сердечника, катушки обмотки возбуждения, изоляции и демпферной обмотки.
Часть сердечника, обращенная к расточке статора, называется башмаком; его форма и размеры определяются, с одной стороны, условиями получения поля возбуждения синусоидальной формы, с другой - размещением демпферной обмотки и механической прочностью кромки башмака. Сердечник имеет один или два хвоста, обычно Т - образной формы, которыми полюс крепится к ободу. Сердечник, как правило, выполняется шихтованным из тонких листов стали с массивными щеками по торцам и стягивается длинными шпильками.
Обмотка возбуждения состоит из полюсных катушек, соединенных последовательно. Соединение верхнего витка катушки с верхним и нижнего с нижним соседних катушек обеспечивает поочередное изменение полярности.
Катушки, как правило, выполняются т плоской шинной меди, наматываемой на ребро. В зависимости от ширины сердечника и принимаемой формы катушки могут иметь по торцам сердечника однорадиусное, двурадиусное или прямоугольное исполнение. Для снижения нагрева обмотки возбуждения должна быть увеличена поверхность охлаждения катушек.
Катушка обмотки возбуждения изолируется от сердечника полюса и от обода ротора. Изоляция вокруг сердечника имеет вид твердоспрессованной гильзы из стеклянной ткани и асбестовой бумаги на лаке. Такая гильза обладает большой механической прочностью и нагревостойкостью.
Торцы катушек от обода с одной стороны и от башмака и щек - с другой изолируются стеклотекетолитовыми шайбами, задеваемыми на сердечник.
Витки катушки изолируются прокладками из асбестовой бумаги, наклеиваемой на обе стороны меди при помощи лака. Изолированные катушки прессуются в нагретом состоянии, лак отвердевает и катушки приобретают монолитность.
Межполосные соединения катушек возбуждения закрепляют на ободе ротора, что обеспечивает прочность и гибкость соединения.
Почти все ГГ выполняются с продольно-поперечной демпферной обмоткой, размешенной в пазах полюсных наконечников.
Продольную часть составляют медные стержни, заложенные в отверстия башмаков сердечника. Массивные медные полюсы- сегменты по торцам полюса накоротко замыкают стержни и вместе с эластичными межполюсными перемычками образуют по торцам полюсов два замкнутых кольца.
Демпферная обмотка ослабляет поле обратной последовательности при несимметричной нагрузке и снижает амплитуду колебаний ротора, возникающих в некоторых случаях при параллельной работе генератора.
Ток возбуждения, питающий катушки полюсов, подается через . скользящие контакты между расположенными на оси ротора контактными кольцами и угольными щетками, размещенными на траверсе вокруг колец. Токоподвод от контактных колец к обмотке возбуждения выполняется из медных изолированных шин, закрепляемых на валу, ободе и остове ротора при помощи изоляционных колодок. Контактные кольца изолируются от вала, а траверса со щеткодержателями - от корпуса.
Подпятник. Вертикальные усилия, создаваемые массой вращающихся частей агрегата и осевой составляющей гидродинамической силы, воспринимаются подпятником. Для подпятников ГГ характерны высокие нагрузки (до 35 МН), сравнительно небольшие скорости (8-30 м/с) и большие размеры (наружный диаметр до 4,65 м).
Подпятники ГГ выполняются с вращающимся диском и неподвижными опорными подушками - сегментами (рис. 1.4).
Диск и сегменты помешены в заполненную маслом ванну. Сегменты опираются на шаровую опору (или пружинное основание) и имеют возможность наклоняться, гак что между ними и диском образуется клиновидный слой масла, сужающийся в направлении движения. Клиновидный слой и движение диска создают подъемную силу, которая уравновешивает вертикальное усилие, так что движущаяся и неподвижная поверхности трения подпятника разделены слоем масла. Поэтому износ поверхностей трения минимальный и тепловыделение, вызванное внутренним трением в масле, минимально. Выделяющаяся теплота отводится в основном маслом, которое прокачивается через, слой вращающимся диском, а затем смешивается с маслом в ванне. Специальными охладителями тепло отводится из подпятника наружу.

Рис. 1.4. Подпятник гидрогенератора:
1 - корпус подпятника, 2 - основание подпятника;
3 - сегмент подпятника; 4 - диск подпятника;
5 - опора промежуточная; 6 - ванна масляная;
7 - секция маслоохладителя

Наиболее тяжелым является режим пуска подпятника, в течение которого существует контакт поверхностей трения.
Сегмент подпятника состоит из стальной основы и баббитового или фторопластового покрытия. Износ баббитовой поверхности приводит к образованию на ней блестящих пятен (натиров) к уменьшает количество масла, задерживающегося на сегментах, когда машина не работает. Вследствие этого трение при пуске постепенно увеличивается. Накопление натиров приводит к расплавлению большого объема баббита и повреждению подпятника. Поэтому с ростом пусковых давлений на подшипники применяется система принудительной смазки подпятника при пусках и остановах.
Высотное положение сегментов регулируется вворачиванием опорных болтов в корпусе подпятника. Для облегчения наклона сегмента верхняя часть болта имеет сферическую головку. Между сегментом и болтом устанавливается круглая опора, на кольцевой буртик которой опирается сегмент. Создание необходимого наклона сегментов обеспечивается выдержкой правильного расстояния в окружном направлении - эксцентриситетом между осью рабочей поверхности и осью опорного болта.
Если нагрузка на болт превышает 1,5 МН, то обмятие сферы болта искажает эксцентриситет и затрудняет качание сегмента. В таких случаях применяют подпятники с двухрядным расположением сегментов.
Крестовины. Различаются два основных типа: грузонесущие, или опорные, крестовины и негрузонесущие. Первые воспринимают и передают на фундамент или статор значительные по значению аксиальные усилия от подпятника и одновременно радиальные усилия от направляющего подшипника.
В ГГ подвесного исполнения опорными крестовинами являются верхние. В зонтичных машинах, если подпятник не может быть установлен на крышке турбины, опорной служит нижняя крестовина.
Кроме восприятия нагрузок опорные крестовины выполняют дополнительные функции. В подвесных машинах на верхней крестовине могут располагаться некоторые неподвижные узлы агрегата: станины возбудителей; статоры вспомогательных генераторов; маслоприемники турбин и пр. Кроме того, крестовина поддерживает перекрытие шахты генератора, обычно расположенного на уровне пола машинного зала. На опорных крестовинах зонтичных генераторов помещают тормоза-домкраты и нижнее перекрытие, отделяющее пространство генератора от турбинного. Эти крестовины рассчитываются не только на нагрузки от подпятника и подшипника, но и на усилия, возникающие при торможении и подъеме ротора.
Негрузонесущие крестовины не несут значительных аксиальных нагрузок, а передают только радиальные усилия от подшипников и выполняют те функции, которые для опорных являются вспомогательными.
В зависимости от значения действующих на крестовину сил и длины пролета применяются лучевые и мостовые крестовины. При относительно небольших нагрузках и при пролете до 6 м могут применяться неразъемные мостовые крестовины с четырьмя опорными папами. При значительных нагрузках и больших пролетах, когда требуется увеличить число точек опоры, используют лучевые крестовины.
Опорные крестовины различаются по размещению подпятника: с подпятником внутри центральной части крестовины и с подпятником, вынесенным из нее.
В первом варианте в общей ванне с подпятником устанавливается и направляющий подшипник. Во втором подпятник вынесен из крестовины и находится в нежестком баке.
Эксплуатационные требования к крестовинам. Конструкция вертикальных ГГ такова, что ее основные узлы, которые требуют наблюдения, обслуживания и разборок при ревизиях и ремонтных работах, расположены в зонах верхней и нижней крестовин. Постоянное наблюдение необходимо за контактными кольцами и их щеточными аппаратами, которые чаще всего расположены в центральной части верхней крестовины или подставке, стоящей на ней. Регуляторный генератор, тормозная система, трубопроводы воды и масла, приборы управления этими устройствами и их контроля также размещены в зонах крестовин. Поэтому вопросам доступности для наблюдения и обслуживания данных устройств и для ревизий подпятника и подшипников придается большое значение.
Направляющие подшипники. В современных ГГ применяются сегментные направляющие подшипники, работающие на самосмазке Каждый сегмент представляет часть кольца и расположен в масляной ванне у шейки вала. Для смазки трущихся поверхностей они на 1/3 - 1/2 своей высоты погружены в масло. Благодаря капиллярному эффекту масло поднимается и растекается по всей поверхности шейки вала и сегментов, обеспечивая смазку непогруженной части подшипника.
Поверхность трения генераторных сегментов облицована баббитом или фторопластом, В радиальном направлении каждый сегмент имеет опор в различных конструкциях либо в точке, либо по линии. В первом случае сегменты опираются на сферические поверхности регулируемых болтов.
Конструкция подшипника и одна из распространенных компоновок его в водяной ванне крестовины представлены на рис. 1.5. Подшипник генераторный показан на рис. 1.6.

Рис. 1.6. Подшипник генераторный:
1 - вкладыш; 2 - клин; 3 - кронштейн; 4 - шпилька регулировочная; 5 - крестовина; 6 - масло; 7 - маслоохладительные трубы

Рис. 1.5. Подшипник турбинный направляющий:
1 - крышка подшипника; 2 - ограждение вала; 3 - сегмент обрезанный;4 - резина сегмента; 5 - опорный узел сегмента; 6 - вал; 7 - нержавеющая рубашка; 8-9 - кольцо; 10 - воротник, верхний; 11 - воротник нижний; 12- уплотнение; 13 - кольцо верхнее; 14 — кольцо промежуточное; 15 - кольцо прижимное; 16 - кольцо; 17 - клапан слива их крышки турбины; 18 - подвод воды к подшипнику; 19 - слив воды из подшипника

При работе ГГ выделяется теплота, представляющая потери, которые возникают при взаимных превращениях механической и электрической энергии. В общем случае к этим потерям относятся джоулевы потери в проводниках, потери на вихревые токи и перемагничивание в магнитных и проводящих массах, потери на трение вращающихся частей и в подшипниках и потери на циркуляцию охлаждающей среды. Все эти потери являются причиной нагревания активных и конструктивных частей генераторов.
Допустимые температуры нагрева, например, обмоток статора и ротора зависят в первую очередь от применяемых изоляционных материалов и температуры охлаждающей среды. Для изоляции класса В допустимая температура нагрева обмотки статора должна находиться в пределах 105, а ротора 130°С. При более теплостойкой изоляции обмоток, например классов F и Н, пределы допустимой температуры нагрева увеличиваются.
В процессе эксплуатации генераторов изоляция обмоток постепенно стареет. Причиной этого являются загрязнение, увлажнение, окисление кислородом воздуха, воздействие электрического поля и электрических нагрузок и т. д. Однако главной причиной старения является ее нагрев. Чем выше температура нагрева изоляции, тем быстрее она изнашивается, тем меньше срок службы Срок службы изоляции класса В при температуре нагрева до 120°С составляет около 15 лет, при нагреве до 140°С - сокращается почти до 2 лет. Та же изоляция при температуре нагрева 105°С стареет значительно медленнее, и срок службы ее увеличивается до 30 лет Поэтому во время эксплуатации при любых режимах работы генератора нельзя допускать нагрева его обмоток свыше допустимых температур. Для того чтобы температура нагрева - не превышала допустимых значений, все генераторы выполняют с искусственным охлаждением.
Большинство ГГ охлаждается воздухом, причем в средних к крупных ГГ применяется система косвенного воздушно-водяного охлаждения с замкнутым циклом вентиляции. Воздух циркулирующий через машину, проходит затем через водяные воздухоохладители, где охлаждается проточной водой, и вновь поступает в машину (рис. 1.7).

Рис. 1.7. Замкнутая система охлаждения гидрогенератора;
1 - корпус статора; 2 - сердечник статора; 3 - воздухоохладитель; 4 - обмотка статора; 5 - полюс ротора; 6 -тормоз; 7 - обод ротора; 8 - остов ротора; 9 - верхняя крестовина; 10 - опора статора; 11 - движение охлаждающего воздуха

Замкнутая система вентиляции обеспечивает чистоту воздуха и предотвращает засорение отдельных каналов (в первую очередь вентиляционных каналов статора).
На практике часто применяется частично разомкнутый цикл вентиляции с выпуском горячего воздуха из генератора в машинный зал ГЭС для его обогрева; при этом используется около 20 % расхода воздуха, проходящего через воздухоохладители. Отбор горячего воздуха из ГГ допускается при условии, что исключено засорение машины и предусмотрена подпитка ее чистым свежим воздухом.
В ГГ малой мощности применяется также разомкнутая: система вентиляции, когда воздух, пройдя очистительные фильтры, поступает в закрытую машину, охлаждает ее и затем выбрасывается наружу.
Независимо от мощности в ГГ реализуется принцип автономности системы охлаждения: ротор служит вентилятором, а мощность, затрачиваемая на циркуляцию воздуха, поступает непосредственно с вала гидроагрегата.
По способу подачи воздуха различают радиальные, осевые или аксиальные и радиально-осевые схемы самовентиляции.

При радиальной системе вентиляции воздух поступает в звезду ротора (обычно двумя потоками - сверху и снизу) и под действием избыточного давления, создаваемого вращающимся ротором, проходит через каналы в ободе ротора, промежутки между полюсами воздушный зазор, каналы сердечника статора, выходит в корпус статора и через отверстия в корпусе - в охладители. Пройдя охладители, воздух по каналам в фундаменте и между лапами верхней крестовины вновь поступает в генератор (рис 1.8). Часть воздуха, минуя ротор, направляется в камеры лобовых частей, откуда частично проходит в каналы статора, частично - на тело статора Во избежание обратного перетекания воздуха из камер лобовых частей за вентилятор ставятся воздухоразделяющие щиты. Обычно применяются центробежные вентиляторы.

Рис. 1.8 Радиальная схема вентиляции

В последние годы получила развитие схема вентиляции с использованием давления, развиваемого спицами в торцевых зонах.
При чисто аксиальной системе вентиляции воздух поступает в генератор с одной стороны, проходит по нескольким параллельным ветвям - между полюсами, в воздушном зазоре, по продольным каналам и за телом сердечника статора, после чего выходит с другой стороны машины.
При смешанной радиально-аксиальной вентиляции воздух поступает в генератор сверху и снизу и с помощью пропеллерных (осевых) вентиляторов, расположенных на горцах обода ротора, направляется в межполюсное пространство и распределяется по радиальным каналам сердечника статора (рис. 1.9).

Рис. 1.9. Радиально-аксиальная схема вентиляции

Простота и надежность системы само вентиляции используются до тех пор, пока напор, развиваемый ротором, оказывается достаточным для обеспечения нужного расхода воздуха или пока требования повышения энергетических показателей не вынуждают перейти к более интенсивным системам непосредственного и форсированного охлаждения.
В настоящее время реализованы конструктивные схемы непосредственного водяного охлаждения всех основных элементов, в которых выделяются значительные потери: обмоток статора и возбуждения, шинопроводов, сердечников статора и полюсов ротора, демпферной системы. Одни схемы получили широкое распространение, другие применяются ограниченно.
Так, стержень обмотки статора с непосредственным водяным охлажденном выполняется в виде комбинации чередующихся в определенном порядке сплошных и полых изолированных проводников. При этом охлаждающая среда соприкасается непосредственно с медью обмоток, благодаря чему основную часть тепла, выделяемого в меди, отводят, минуя изоляцию и сталь.
Гидравлическая схема обмотки статора достаточно сложна, гидравлические соединения выполняются в соответствии с электрической схемой обмотки, с тем чтобы стержни каждой цепи по ходу воды принадлежали одной параллельной ветви фазы обмотки и находились под максимально близкими потенциалами. В процессе изготовления и эксплуатации обмотка и ее части подвергаются испытаниям на герметичность, прочность и проходимость.
Внешняя система циркуляции воды - дистиллята включает в себя водяные насосы, теплообменники, фильтры механической очистки, магнитные фильтры, ионно-обменный фильтр, водяной бак, регулятор температуры, контрольно-измерительную аппаратуру, средства защиты и сигнализации.
При эксплуатации ГГ с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора особое внимание обращается на элементы конструкции водяного тракта обмотки и параметры системы водяного охлаждения.
Циркуляция дистиллята не прекращается во время нахождения ГГ в резерве во избежание окисления внутренней поверхности полых проводников и образования на ней отложений.
Во многих случаях применяются системы охлаждения смешанного типа, в которых для напряженных в тепловом отношении элементов используется непосредственное водяное охлаждение, для других - воздушное. Например, в ГГ Красноярской ГЭС обмотки и шины статора охлаждаются непосредственно водой, обмотки возбуждения имеют форсированное воздушное охлаждение, причем форсирование охлаждения достигается выполнением поперечных каналов в витках катушек полюсов. Остальные элементы конструкции имеют традиционное косвенное воздушное охлаждение.

2. Требования к схемам собственных нужд ГЭС.

Источники питания собственных нужд переменного тока.

Для электроснабжения СН ГЭС должно предусматриваться не менее двух независимых источников питания.

В качестве независимых источников питания могут приниматься:

Ø Обмотка низшего напряжения повышающего (блочного) трансформатора при наличии генераторного выключателя и режима постоянного включения повышающего трансформатора со стороны ВН.

Ø Гидрогенератор.

Ø Обмотка низшего напряжения автотрансформаторов связи распределительных устройств повышенных напряжений.

Ø Шины распределительных устройств 35-220 кВ.

Ø Дизель-генераторы.

Ø Подстанция местного района, имеющая связь с энергосистемой.

Основные рекомендации по системам питания собственных нужд переменного тока:

На электростанциях, на которых все генераторы включены на шины распределительного устройства (РУ) генераторного напряжения, питание собственных нужд должно осуществляться от этих шин.

На электростанциях, на которых все генераторы включены по схеме блоков генератор-трансформатор, питание собственных нужд должно осуществляться путем устройства ответвлений от блока с установкой в цепях этих ответвлений трансформаторов СН.

При наличии выключателя между генератором и трансформатором ответвление к СН должно присоединяться между этим выключателем и трансформатором.

При отсутствии выключателя в цепи блока генератор-трансформатор рекомендуется, по возможности, избегать ответвлений от таких блоков. Исключение могут составлять трансформаторы мощностью до 1000 кВА, предназначенные для питания СН только данного блока.

На многоагрегатных ГЭС количество ответвлений к общестанционным трансформаторам СН должно быть, как правило, три, с тем, чтобы при выводе одного из трансформаторов СН в ремонт сохранялось условие необходимости двух независимых источников питания СН.

В схемах укрупненного блока возможно присоединение трансформатора СН, предназначенного для питания СН только данного блока, между выключателем и генератором.

Использование обмотки низшего напряжения автотрансформаторов связи в качестве источников резервного питания собственных нужд допускается, если обеспечиваются:

- допустимые колебания напряжения на шинах распределительных устройств СН при регулировании напряжения автотрансформатора, в противном случае необходима дополнительная установка регулировочного трансформатора;

- допустимое по условию самозапуска электродвигателей суммарное реактивное сопротивление автотрансформатора, трансформатора собственных нужд и регулировочного трансформатора.

Дата: 2019-05-28, просмотров: 246.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒