Основные виды и типы электротехнических шин | Публикации | Элек.ру

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.

Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на провода линий электропередачи, прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждений в электроустановках, сопровождающихся короткими замыканиями являются неправильные действия обслуживающего персонала.

При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением, а напряжения снижаются, особенно вблизи места повреждения. Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников, а это ведет к увеличению потерь электроэнергии, ускоряет старение и разрушение изоляции, может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов.

Снижение уровня напряжения при КЗ в сети ведет к уменьшению вращающего момента электродвигателей, их торможению, снижению производительности и даже к полному останову. Резкое снижение напряжения при КЗ может привести к нарушению устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и частей электрической системы, возникновению системных аварий.

Важным фактором является относительная частота возникновения различных видов K3. По усредненным данным она составляет, %: трехфазные — 5; двухфазные — 10; однофазные — 65; двухфазные K3 на землю — 20.

Иногда один вид замыканий переходит в другой (например, в кабельных линиях 6 — 10 кВ замыкание одной фазы на землю часто переходит в междуфазные K3).

Как правило, в месте K3 возникает электрическая дуга, которая образует вместе с сопротивлениями элементов пути тока K3 переходное сопротивление. Иногда возникают металлические K3 без переходного сопротивления.

Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при K3 необходимо быстро отключать поврежденный участок, что достигается применением устройств релейной защиты с минимальными выдержками времени и быстродействующих отключающих аппаратов (выключателей). Немаловажную роль играют устройства АРВ и быстродействующей форсировки возбуждения (УБФ) синхронных генераторов, которые увеличивают ток возбуждения синхронных генераторов при коротких замыканиях, благодаря чему меньше понижается напряжение в различных звеньях сети, а после отключения K3 напряжение быстрее восстанавливается до нормального.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 38; Нарушение авторских прав

1.Метод последовательного и параллельного соединения проводников.

2.Преобразования «звезда» в «треугольник» и наоборот.

3.Метод перегиба/наложения: если схема симметрична онтносительно какой-то оси, то её можно перегнуть по этой оси, сложив параллельно сопротивления , которые накладываются друг на друга.

4.Метод коэффициентов участия. Если в схеме необходимо несколько генераторных ветвей перенести в т. КЗ, то применяют этот метод, который заключается в следующем:

1) Определяют эквивалентное сопротивление, сложив параллельно переносимые сопротивления: Х_экв=Х₁|Х₂|Х₃

2) Определяют результирующее сопротивление, сложив последовательно Х_экв и то сопротивление, через которое нужно перепрыгнуть: Х_рез=Х₁ Х_экв

3) Определяют коэффициенты участия, разделив Х_экв на каждое переносимое сопротивление:

С_G1=Х_экв/Х₂,

С_G2=Х_экв/Х₃,

С_G3=Х_экв/Х₄.

4) Проверяют правильность сделанных преобразоваий: С_G1 С_G2 С_G3=1

5) Определяют переносимые в т. КЗ сопротивления, разделив Х_рез на каждый коэффициент участия:Х₅=Х_экв/С_G1,Х₆=Х_экв/С_G2,Х₇=Х_экв/С_G3.

При КЗ в системе собственных нужд электростанций существенное влияние на характер процесса и значение тока КЗ оказывают двигатели, включенные вблизи места повреждения. Наиболее существенно это проявляется в сетях собственных нужд (с.н.) 6 кВ крупных ТЭС и АЭС. Для привода механизмов с.н. применяют в основном асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. При близком КЗ напряжение на выводах двигателей снижается и оказывается меньше их ЭДС. Электродвигатели переходят в режим генератора, посылающего ток в место повреждения. Синхронные двигатели тоже подпитывают место КЗ.

Расчет токов при K3 на сборных шинах собственных нужд электростанций производится в следующей последовательности.

1. На основании исходных данных составляется расчетная схема электроустановки.

2. Составляется схема замещения для определения токов K3 от внешних источников (энергосистемы, включая электростанцию) и определяется результирующее сопротивление их до т. КЗ, а затем рассчитываются составляющие тока КЗ I_п0С=I_пtС, i_at, i_удС со стороны системы.

1.Определяется суммарная номинальная мощность всех электродвигателей , подключенных к системе сборных шин с.н. 6 кВ, где рассматривается K3. Рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока двигателей

или если рассматривается КЗ за ТСН с расщепленной обмоткой НН.

2.Определяется периодическая составляющая тока КЗ от двигателей в момент

3.Рассчитывается апериодическая составляющая тока КЗ от двигателей в момент :

4.Находится ударный ток КЗ от двигателей:

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 10; Нарушение авторских прав

Рост генераторных мощностей современных энергосистем, созда­ние мощных энергообъединений, рост мощностей нагрузок приво­дят с одной стороны к росту электровооруженности и производи­тельности труда, к повышению надежности и устойчивости электро­снабжения, а с другой стороны — к существенному повышению уровней токов КЗ.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов к. з., ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправданно только после специального технико-экономического обоснования.

Наиболее распространенными и действенными способами огра­ничения токов КЗ являются: секционирование электрических се­тей; установка токоограничивающих реакторов, широкое исполь­зование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое поз­воляет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5—2 раза. Решение о секционировании также должно приниматься после специального технико-эконо­мического обоснования.

В распределительных сетях 10кВ и ниже широко применяется раздель­ная работа секций шин, пи­тающихся от различных тран­сформаторов подстанции.Основной причиной, определяющей такой режим ра­боты, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка транс­форматоров и т. п.

При мощности понижающего трансформатора 25 MBА и выше применяют расщепление обмотки низшего напря­жения на две, что позволяет увеличить со­противление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы. Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электро­установках, а также позволяют поддерживать на шинах опреде­ленный уровень напряжения при повреждениях за реакторами. Токоограничивающие реакторы применяются на станциях ти­па ТЭЦ:

а) между секциями ГРУ (секционные реакторы) — реактор LRK на рис а;

б) для питания местных потребителей от сборных шин ГРУ (линейные LR1 или групповые LR2 реакторы) — рис. а;

в) для питания местных потребителей от блочных ТЭЦ через реактированные отпайки — рис. б.

Допустимая потеря напряжения в реакторе обычно не превышает 1,5—2%. Ограничений по потере

напряжения в нормальном режиме ра­боты нет в случае секционного реактора, поэтому его сопротивление может быть большим.

Наряду с рассмотренными выше реакторами обычной конструк­ции в электроустановках находят применение сдвоенные реакторы. Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединен к средней точке, а потребители — к крайним, или наоборот. Преимуществом сдвоенного реактора является то, что в зави­симости от схемы включения и направления токов в обмотках индук­тивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно используется для умень­шения падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при КЗ. Особенности сдвоенного реактора определяются наличием маг­нитной связи между ветвями каждой фазы. За счет взаимной индуктивно­сти потеря напряжения в сдвоенном реакторе меньше, чем в случае обычного реактора с та­ким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позво­ляет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового. При использовании сдвоенного реактора по схеме когда к концам катушки реактора подключаются генераторы, а к середине – потребитель,выявляется дополнительное его свойство. При КЗ на выводах генератора 1ток от генератора 2протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь сог­ласно с собственной индук­тивностью обмоток, обеспе­чивая значительный токоограничивающий эффект.

Реакторы выбирают по номинальному напряжению, номиналь­ному току и номинальному индуктивному сопротивлению. Номинальное напряжение выбирают в соответ­ствии с номинальным напряжением установки. Допускается использование реакторов в электроустановках с номинальным напряжением, меньшим номинального напряжения реакторов. Номинальный ток реактора Iном ≥ Imax. Индуктивное сопротивление реактора опре­деляют, исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, наме­чаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Как правило, первоначально известно начальное значение пе­риодического тока КЗ Iп.о которое с помощью реактора необхо­димо уменьшить до требуемого уровня. По значению Iном. откл. определяется начальное значение периоди­ческой составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается ком­мутационная способность выключателя. Для упрощения обычно принимают Iп.о, треб. = Iном. откл.

Результирующее сопротивление, Ом, цепи К.З. до установки реактора можно определить по выражению

Требуемое сопротивление цепи К.З. для обеспечения I_{п.о.треб :}

Разность полученных значений сопротивлений дает требуемое сопротивление реактора

Далее по каталожным и справочным данным данным выбирают тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.

Фактическое значение тока при к.з. за реактором определяется следующим образом.

Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи к.з. с учетом реактора:

а затем определяется начальное значение периодической составляющей тока к.з.

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока КЗ. Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия: i_max ≥ i_{уд ,} где i_уд – ударный ток при трехфазном КЗ за реактором; i_max – ток электродинамической стойкости реактора. Термическая стойкость реактора характеризуется временем термической стойкости и током термической стойкости: Втер = Iт²tт ≥ В_{к ,} где В_к — расчетный тепловой им­пульс тока при КЗ за реактором.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 34; Нарушение авторских прав

Трансформаторы на ТЭЦ.

Трансформаторы связи.

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений cosf генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд:

,

где , — суммарные активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к сборным шинам; Р_н,Q_н — активная и реактивная нагрузки на генераторном напряжении; Р_с.н,Q_c.н — активная и реактивная нагрузки собственных нужд.

Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах: в режиме минимальных нагрузок, подставляя в формулу P_{н min},Q_{н min}, находят S_1расч;

в режиме максимальных нагрузок P_{н max},Q_{н max} находят S2_расч в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величина ) находят S3_расч;.

По наибольшей расчетной нагрузке определяется мощность трансформатора связи. При установке двух трансформаторов

, где k_пг — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.

Блочные трансформаторы.

, где n – кол-во блоков, от которых осуществляется отпайка на потребителей 6, 10 кВ.

Трансформаторы на КЭС,ГЭС.

Трансформаторы связи.

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов, применение которых обусловлено рядом преимуществ.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму.

Переток мощности через автотрансформаторы связи определяется выражением

где , — активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к сборным шинам; Р_с.н,Q_c.н — активная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков, присоединенных к шинам СН; Р_С,Q_С — активная и реактивная нагрузки на шинах СН;.

Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока, присоединенного к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформатора с учетом допустимой перегрузки.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 11; Нарушение авторских прав

У воздушных линий (ВЛ) основной изоляций служит атмосферный воздух, обладающий сравнительно малой электропрочностью изоляционные расстояния ВЛ высоки. На проводах линии при Uраб может возникать коронный разряд. В районах с загрязненной атмосферной изоляция ВЛ(гирлянд)существенно снижается и м/б перекрыта под воздействием рабочего напряжения.

Особенностью ВЛ является их подверженность грозовым разрядом, которое даже при надлежащей грозозащите ВЛ могут , с некоторой вероятностью, вызывать перекрытия изоляции.С др. стороны,разряды на изоляции ВЛ обычно не связаны с необратимыми повреждениями изоляции и нормальная работа ВЛ легко восстанавливается АПВ.

Линии электропередачи монтируются на металлических,ж/б,деревянных и смешанного типа опорах.В отношении изоляционных х/к мет-х и ж/б опоры вполне равноценны.Линии с ВН (330кВ и выше) строятся почти исключительно на мет-х опорах.Для линии-110кВ и ниже также широко применяются деревянные.На линии с ВН наиболее распростр.портальные опоры с горизонт. расположением проводов.Изоляция на опорах сост. из гирлянд изоляторов,поддерживающих провода,и промежутков между проводами и телом опоры или оттяжками.

На линиях напряжением до 220кВ наиболее распространены одностоечные опоры с вертикальным располож. проводов .

Материал используемый для изготовления изоляторов должен обладать высокой электр. и мех. прочностью.Практически применяются два материала:электротехнический фарфор и закаленное стекло. Фарфор обладает высокой изоляц-ми св-ми , допускает большие нагрузки на сжатие, недост. прочен при изгибающих и растягивающих нагрузках.

Стекло также обладает выс-ми изоляц-ми св-ми.В конструктивном отношении линейные изоляторы подразделяются на штыревые и подвесные. Штыревые обычно прим-ся на линиях до 10кВ и более редких случаях-на линиях 20-30кВ.Подвесные изоляторы обычно применяются на линиях 35кВ и выше и иногда на линиях более низких напряжений

Подвесные изоляторы:

-тарелочные;

-стержневые.

На линиях 35кВ и выше подвесные изоляторы соединяются в гирлянды. Благодаря шарнирному соед-ю изоляторов вся гирлянда приобретает гибкость , которая способ-ет уменьшению нагрузок на изол. при значительных ветровых отклонениях и обрывах проводов.

Гирлянды выполняются поддерживающими на промеж,опорах и натяжными на анкерных, угловых и концевых опорах.В натяжных гирляндах изоляторы

располож. горизонтально. При подвеске особо тяжелых проводов применяется сдвоенные или даже строенные гирлянды.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 14; Нарушение авторских прав

а)Уровни изоляции ПС –го оборудования.

Уровни изоляции ПС –го оборудования координируются с воздействующими на нее грозовыми и внутр.,в частности, коммутационными перенапряжениями макс.рабочим напряжением.Грозовые и внутр. Перенапряжения ограничиваются по амплитуде вентильными разрядниками(РВ),которые являются основным аппаратом защиты подстанционной изоляции.

б) Станционно-аппаратные изоляторы.

На станциях и ПС-х, кроме изоляции линейного типа, используемых для монтажа ошиновки в ОРУ применяются изоляторы, которые можно объединить под общим названием станцинно-аппаратных.Эти изоляции можно разделить на 2 основных вида: опорные и проходные.Опорные изоляции используются для крепления шин ЗРУ и ОРУ в аппаратах,например,в качестве опорно изолирующих конструкций разъединителей.Проходные изоляторы используются в ЗРУ для прохода токопроводов ч/з стены, а в трансформаторах и аппаратах-для ввода напряжения в металл.бак(также изоляции поэтому часто называются вводами) Опорные изоляции обычно выполняются фарфоровыми в конструкциях проходных изоляторов .Обычно применяется фарфор масло-баръерная или бумажно-масляная изоляции.

Конструктивные опорные изоляторы выполняются стержневыми и штыревыми.

Стержневые.Фарфоровый стержень служит не только для изоляции , но и в качестве основного опорного элемента,армировочные детали служат только для крепления фарфорового стержня.

Штыревые.В этих изоляциях механическая жесткость всей конструкции создает стальной штырь на который насаживаются фарфоровые элементы.Для штыревых изоляторов открытой установки характерны сильно развитые ребра.На напряжениях 110кВ и выше применяются колонки из штыревых изоляторов.

Проходные изоляторы маркируются не только по номин-му напряжению,но и по номин-му току стержня.По исполнению изоляции различают проходные изоляторы фарфоровые,

бумажно-бакелитовые,маслобаръерные и бумажно-масляные.Первые два типа в основном применяются на напряжения до 35кВ включительно; остальные типы – на 110 кВ и выше.

Маслонаполненные(масляно-баръерные проходные изоляторы.На напряжениях 110кВ и выше еще применялись маслонаполненные проходные изоляторы с масляно-баръерной внутренней изоляцией,имеющей высокую электрическую прочность.Барьеры выполняют в виде бумажно-бакелитовых сумматоров,покрытых для выравнивания напряжения металлизированными обкладками,корпус изоляции состоит из двух фарфоровых чехлов(наружный и внутренний),надетых на заземленных фланец.Заполнение всей полости изоляции маслом поддерживается конснрватором.

Проходные изоляторы с бумажно-масляной изоляцией.Очень высокая электропрочность достигается в проходных изоляторах с бумажно-масляной изоляцией.На токопровод стержень наматывается бумага,м/у слоями которой закладывается металлизмрованные обмотки.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 20; Нарушение авторских прав

Электроустановки, находящиеся на откры­том воздухе, защищаются стержневыми молниеотводами. Для защиты линий, шинных мостов и гибких связей большой протяженности применяют тросовые молниеотводы.

Построение зон защиты молниеотводов показано на рисунках, где h — высота молниеотвода, h_x— высота защищаемого объекта (или защищаемый уровень), r_х — радиус (или ширина) зоны защиты на высоте h_x.

Открытые распределительные устройства обычно защищены несколькими молниеотводами (рис. 38.4). Уровень h_xвнутри треуголь­ника или прямоугольника (образованных ближайшими тремя или четырьмя стержневыми молниеотводами) будет защищен, если диаметр D окружности, проходящей через следы мол­ниеотводов (1—3) или диагональ прямоуголь­ника, удовлетворяет условию

D ≤ 8(h-h_x)p

Подстанционные здания и сооружения защищаются путем соединения металлической кровли с контуром заземления или, если крыша неметаллическая, посредством сетки из стальной проволоки диаметром не менее 8мм с размером ячейки 5×5 м², располагаемой на крыше и присоединяемой к заземлению.

Заземление опор линий электропередачи определяется требованиями молниезащиты линий. В линиях на металлических и железобе­тонных опорах, проходящих по местности с р ≤ 300 Ом ∙ м, необходимые сопротивления заземлителя могут быть обеспечены железобе­тонными подножниками опор, являющимися естественными заземлителями. Если подножник опоры не обеспечивает необходимое зна­чение сопротивления заземления опоры в дан­ном грунте, то необходимо устройство дополнительного искусственного заземлителя в виде одного или нескольких вертикальных электродов, объединенных горизонтальной по­лосой или из двух, трех, четырех лучей не­большой длины.

Заземление молниеотводов ОРУ в боль­шинстве случаев производится путем присоединения их к заземлителю подстанции в виде уложенной в грунте сетки, состоящей из горизонтальных полос с шагом 6—10 м, объеди­няющей дополнительно забитые в случае необ­ходимости вертикальные электроды.

В ОРУ напряжением 220 кВ и выше мол­ниеотводы можно устанавливать на порталах распреде­лительного устройства. Установка молниеотво­дов на порталах ОРУ напряжением 110, 150 кВ допускается при удельном сопротивле­нии грунта в грозовой сезон не более 1000 Ом-м при любой площади подстанции. От стоек ОРУ 110 и 150 кВ с молниеотводами должно обеспечиваться растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в двух-трех направлениях. На расстоянии 3 – 5 м от стойки на каждой магистрали следует иметь по одному вертикальному элект­роду длиной не менее 5 м.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 12; Нарушение авторских прав

С воздушных линий электропередачи в ре­зультате поражения их молнией на подстанции набегают импульсы перенапряжений, имеющие форму:

полного импульса, повторяющего форму тока молнии при ударах в фазный;

короткого импульса при прорыве тросо­вой защиты или при ударе молнии в вершину опоры линии на металлических или железо­бетонных опорах с последующим перекрытием линейной изоляции;

срезанного импульса при срабатывании трубчатого разрядника в начале защищенного полхода линии на деревянных опорах.

Защита электрооборудования подстанцией осуществляется вентильными разрядниками (РВ), а также нелинейными ограничителями перенапряжений (ОПН). Характеристики РВ и возможные импульсные перенапряжения Uиз. на изоляции подстанции связаны соотношением

Uиз.≤ U_Д = U_ост ΔU_K(*)

где (U_Д — импульсное напряжение, допустимое для подстанционного оборудования; U_ост— остающееся напряжение на РВ при токе координации; ΔU_K— координационный интер­вал, который учитывает повышение напряже­ния на защищаемом оборудовании по отно­шению к напряжению на РВ, зависящее от их взаимного удаления и от крутизны фронта набегающего импульса.

Для выполнения условия (*) требуются специальные меры для уменьшения вероят­ности набегания на подстанцию импульса грозового происхождения, имеющего крутизну фронта выше допустимого значения а_д, которое находится путем расчета на ЭВМ или экспе­риментально с применением анализаторов гро­зозащиты. В качестве таких мер регламенти­руются расстояния между РВ и защищаемым оборудованием и длина защищенного подхода к подстанции (называемого также опасной зоной).

Типовая схема защиты от набегающих с линий электропередачи импульсов грозовых перенапряжений приведена на рис. 38.1 Линии на деревянных опорах в пределах защищенного подхода оснащаются тросами. В начале под­хода к подстанции устанавливается трубчатый разрядник, который служит для ограничения амплитуды импульса, проходящего к подстан­ции, и одновременно для защиты изоляции опоры, ослабленной заземляющими спусками от тросов. Если линия защищена тросами по всей длине, то в пределах опасной зоны снижают сопротивления заземления опор и уменьшают защитные углы на опорах. Особое внимание должно уделяться грозо­защите подстанций, находящихся в местности с высоким удельным сопротивлением грунта, особенно в районах Крайнего Севера. Для повышения надежности защиты таких подстан­ций применяется прокладка на подходе линии металлических полос в земле, соединяющих заземлители опор (устройство противовесов); специальные схемы грозозащиты с выносом РВ или ОПН с подстанции на линию (кас­кадный принцип грозозащиты).

Каскадный принцип грозозащиты бази­руется на включении РВ или ОПН на под­ходе линии. На отходящих линиях устанавли­ваются разрядники РВЛ (линейные), а на сборных шинах — РВШ (шинные) (рис. 38.12).

Для грозозащиты тупиковых и в ряде слу­чаев проходных подстанций, имеющих неболь­шие размеры, РВЛ можно установить вблизи первой или второй опоры линии, причем его заземление желательно присоединитьк общему заземлителю ПС через тросы или противо­весы.

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 15; Нарушение авторских прав

Для зашиты изоляционных конструкций РУ от грозовых и коммутационных перенапряжений при­меняются разрядники и нелинейные ограничители перенапряжений.

Простейшим типом разрядника является искровой промежуток, со­стоящий из двух электродов, один из которых подсоеди­няется к защищаемому объекту, а второй — к заземлителю. Искровой промежуток пробивается при появлении на нем напряжения, превышающего его импульсное разрядное напряжение. Искровой промежуток срезает волну перенапряжения, приходящую с линии, и тем са­мым защищает оборудование электроустановки от про­боя или перекрытия. Однако разрядная характеристика искрового промежутка весьма нестабильна: она зави­сит как от состояния электродов, так и от внешних атмосферных условий. Основным средством защиты от грозовых перенапряжений являются грозозащитные разрядники. В энергосистемах используются разрядни­ки двух типов: трубчатые и вентильные. Первые просты по конструкции и относительно дешевы. Они устанавли­ваются на линиях, на подходах к подстанциям и ис­пользуются для защиты изоляции линий электропере­дачи. Вторые являются более сложным, более совершенным, но и более дорогим аппаратом. Они используются для защиты подстанционной изоляции. Трубчатый разрядник состоит из газогенерирующей трубки, внутреннего дугогасящего промежутка и внешнего искрового промежутка. При срабатывании разрядник пропускает не только импульсный ток перенапряжения, но и сопровождающий ток промышленной частоты. Разрядник должен быть способен погасить дугу во внутреннем промежутке при прохождении сопровождающего тока через нуль. Недостатком трубчатых разрядников является наличие нижнего и верхнего пределов сопровождающего тока, ограничивающих область падежного гашения дуги. Одним из основных недостатков вентильных разрядников является высокое значение коэффи­циента нелинейности материалов. Поэтому зна­чительный прогресс был достигнут после разработ­ки новых материалов с малым коэффициентом нелинейности. Это позволило разработать аппараты защиты без искро­вых промежутков. Такие аппараты получили наименование нелинейных ограничителей перенапряжений ОПН.

Основными элементами ОПН являются фарфоровый корпус 2, фланцы 4, имеющие устройство 3, обеспечивающее герметичность, наружный тороидальный экран 6 с держателями 5, обеспечивающий выравнивание распределения напряжения по варисторам 7. Варисторы имеют внутреннюю полость, служащую для сброса избыточного давления при аварийном перекрытии через клапан взрывобезопасности 3. Тепловая прослойка 8, передающая избыток тепло­ты от варисторов на корпус, одновременно исполь­зуется для крепления варисторов 7. В последнее время для изготовления корпусов ОПН стали применять полимерные материалы, например стекло­пластик, что позволяет существенно снизить массу аппаратов и упростить конструкцию ОПН.

Ограничитель подсоединен к сети в течение всего срока службы. Поэтому через варисторы не­прерывно протекает ток. Ограничитель сохраняет работоспособность до тех пор, пока не на­рушится тепловое равновесие аппарата.

1. Техн процесс получ эл энергии на КЭС

2. Техн процесс получ эле энергии на ТЭЦ

3. Техн проц получ эл энерг на ГЭС, ГАЭС

4. Техн проц получ эл энергии на АЭС

5. Нетрадиц. ист. получения эл энергии

6. Парогазовые установки

7. Газотурбинные электростанции

8. Различие между КЭС и ТЭЦ

9. Синхр генер: констр, принц действ, параметры.

10. Сист охлажд синхронных генераторов.

11. Сист возбужд синхронных генераторов.

12. АРВ. Работа систем УК, УБФ, УЭМК

13. АГП

14. Параллельная работа СГ.

15. Силовые транс: назнач, принцип действия, конструкция, параметры.

16. Сист охлажд трансформаторов и AT

17. Особенн констр AT. Параметры AT.

18. Регулир напряж трансформ и AT.

19. Допуст перегрузки трансформ и AT.

20. Способы гашен дуги пост и перемен тока в выключателях ВН.

21. Выкл ВН. Требов к выкл ВН. Параметры выключателей.

22. Разъед внутрен и наружн установки. Конструкция, параметры, назначение.

23. Отделители и короткозамыкатели. Конструкция, параметры, назначение.

24. Измерительные ТА: Назначение, погрешн, векторная диаграмма ТА.

25. Измерительные TV. Назначение, погрешности, векторная диаграмма

26. Первичные схемы эл. станций и п/с. Треб к схемам. Критерии выбора схем.

27. Структура схемы эл. станций и п/с.

28. Схемы п/с с одной секц системой шин.

29. Схемы ТЭЦ с одной секц системой шин.

30. Схемы ТЭЦ с двумя системами шин.

31. Упрощенные схемы РУ 35-220 кВ

32. Схема с 1 секц. СШ и ОСШ

33. Схема с 2 раб. СШ и ОСШ

34. Схемы 3/2, 4/3

35. Схемы пит собств нужд КЭС, блочных ТЭЦ. Выбор источников питания СН.

36. Схемы пит собств нужд ТЭЦ, блочных ТЭЦ. Выбор ист питания СН.

37. Схемы питания собственных нужд ПС. Выбор источников питания СН.

38. ОРУ. Требования ПУЭ к ОРУ.

39. ЗРУ. Требования ПУЭ к ЗРУ.

40. КРУ, КРУН, Требования ПУЭ к КРУ, КРУН.

41. Выбор выключателей и разъединителей.

42. Выбор измерительных ТТ.

43. Выбор измерительных ТН.

44. Типы проводников, применяемых на эл. станциях и п/с. Констр гибких токопроводов,

45. Причины, виды и последствия КЗ. Токи, определяемые в расчетах.

46. Назначение и порядок расчета симметр токов КЗ. Допущения при расчетах.

47. Способы преобразования схем замещения. Особенн расчета токов КЗ в системе с.н. эл.станций

48. Способы ограничения токов КЗ. Выбор реакторов. Особен сдвоенных реакторов.

49. Выбор блочных трансф и трансформ связи на электростанциях и подстанциях.

50. Метод приведенных затрат при технико-экономическом сравнении вариантов.

51. Виды эл изоляции электрооборудования

52. Изоляция воздушных линий электропередач

53. Молниезащита воздушных линий

54. Изоляция эл станций и подстанций

55. Изоляция эл закрытых и открытых РУ

56. Элегазовая изоляция, достоин и недостатки

57. Защита оборудования станций и подстанций от прямых ударов молнии

58. Защита изоляции электрооборудования от набегающих волн.

59. Конструкция разрядников и ограничителей перенапряжения

Дата добавления: 2022-04-16; просмотров: 17; Нарушение авторских прав