- •3.Електричні системи і мережі.
- •4.Основи релейного захисту та автоматики.
- •Пусковые органы
- •Измерительные органы
- •Логическая часть
- •4.2 Класифікація, конструктивне виконання та основні характеристики електромеханічних реле.
- •Класифікація реле захисту
- •4.3 Використання напівпровідникової елементної бази в рз. Типові схеми та їх властивості.
- •5.Електрична частина станцій та підстанцій.
- •5.2 Особливості роботи різних типів електростанцій в енергосистемі. Виконнанння графіків навантажень.
- •5.3 Особливості конструкції турбо- і гідрогенераторів. Системи охолодження генераторів.
- •5.6 Методи обмеження струмів кз на електричних станціях і підстанціях.
- •1)Розземлення нейтралей трансформатора
- •2)Включення в нейтралі резистори та реактори;
- •3)Включення реакторів нульової послідовності;
- •4)Застосування струмообмежуючих реакторів на напрузі 6-10 кВ.
- •5.10 Регулювання частоти і напруги на електричних станціях.
- •Влияние отклонения частоты
- •6.Електричні апарати.
- •6.1 Нагрівання провідників і апаратів в нормальних режимах та при кз. Термічна стійкість струмоведучих частин і апаратів.
- •6.2 Електродинамічні сили взаємодії струмоведучих частин апаратів. Електродинамічна стійкість провідників і апаратів.
- •6.3 Вимикання електричних кіл змінного і постійного струму. Відновлювальна напруга на контактах вимикача.
- •6.5 Роз’єднувачі, короткозамикачі, вимикачі.
- •6.6 Вимикачі повітряні, елегазові, вакуумні.
- •6.7 Вимикачі масляні.
- •6.8 Комутаційні апарати на напругу до 1000 в.Запобіжники з плавкими вставками.
- •6.9 Вимірювальні трансформатори струму.
- •Классификация
- •Способи зменшення похибок трансформаторів струму
- •6.10 Вимірювальні трансформатори напруги.
- •3.2.1 Похибка по напрузі
- •3.2.2 Кутова похибка
- •6.11 Розрахункові умови для вибору апаратів та струмоведучих частин.
- •7.Перехідні процеси в електричних системах.
- •7.1 Причини виникнення коротких замикань. Основні припущення при розрахунку струмів короткого замикання. Види коротких замикань. Наслідки дії струмів короткого замикання.
- •7.2 Перехідний процес в трифазних електричних колах. Визначення основних величин, які характеризують перехідний процес.
- •7.3 Практичні методи розрахунку струмів короткого замикання.
- •7.4 Метод симетричних складових.
- •7.5 Двохфазне коротке замикання. Двохфазне на землю коротке замикання.
- •7.6Особливості розрахунку струмів короткого замикання в електричних полях до1000 в.
- •7.7 Методи та технічні засоби оптимізації струмів короткого замикання.
- •7.8 Статична стійкість електричної системи.
- •7.9 Практичні і математичні критерії статичної стійкості. Метод малих коливань.
- •7.10 Динамічна стійкість. Критерії динамічної стійкості.
- •7.11 Метод послідовних інтервалів. Методи та технічні засоби підвищення стійкості електричних систем.
- •8.Математичне моделювання та обчислювальна техніка.
- •8.1 Види подібності. Теореми подібності.
- •8.2 Способи визначення критеріїв подібності.
- •8.3 Критеріальне моделювання в задачах електроенергетики.
- •8.4 Статистичні методи в задачах електроенергетики.
- •8.5 Математичне моделювання елементів електричної системи.
- •8.6 Методи розв’язування систем лінійних рівнянь.
- •8.7 Методи розв’язування систем нелінійних рівнянь.
- •8.8 Методи лінійного програмування.
- •8.9 Методи нелінійного програмування.
- •Градієнтний метод
- •8.10 Види програмного забезпечення.
- •8.11 Операційні системи. Еволюція операційних систем. Їх призначення, основні можливості і відмінності.
- •8.12 Мови програмування. Їх призначення, основні можливості і відмінності.
- •Мови програмування низького рівня
- •Недоліки :
- •Мови програмування високого рівня
- •8.13 Пакети прикладних програм, їх призначення. Текстові редактори і процесори, їх можливості, призначення і відмінності.
- •8.14 Електроні таблиці Excel, їх призначення, можливості і використання.
- •8.15 Сучасне апаратне забезпечення обчислювальної техніки(основне і периферійне).
- •8.16 Пакет прикладних програм „Mathcad”,його призначення, можливості. Приклади його використання.
5.Електрична частина станцій та підстанцій.
5.1 Технологія виробництва електроенергії на КЕС,ТЕЦ,АЕС,ГЕС,ГАЕС та їх особливості.
Виробництво ЕЕ на електростанції
ЕЕ виробляється на ТЕС, АЕС, ГЕС, ГАЕС (гідроакумулюючі), нетрадиційні джерела енергії (ВЕС, геотермальні, сонячні (геліо ЕС, СЕС), приливні, дизельні).
|
Вся ЕЕ |
від установленої потужності |
|
ТЕС |
45% |
65-75% |
|
АЕС |
45% |
15-16% |
|
ГЕС |
8-10% |
|
|
Нетрадиц. |
<1% |
|
|
Серед нетрадиційних найбільше використовуються ВЕС.
Техніко-економічні характеристики ЕС:
питомі капіталовкладення (грн./кВт)
собівартість ЕЕ (кВт/год)
термін будівництва (кількість років)
ККД
За вартістю кВт/год найдорожчі ГЕС.
Собівартість ГЕС найменша.
Будівництво найдовше в ГЕС (до 10 років).
ККД
ТЕС |
до 41% |
ТЕЦ |
70% |
АЕС |
<41% |
ГЕС |
чим потужніша станція, тим більше ККД, великих – 95%, малих – 75%. |
Роль і місце КЕС в енергосистемі.
ТЕС поділяються на КЕС і ТЕЦ
КЕС призначені виключно для вироблення енергії.
Конденсационная электростанция (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой — производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно — водяному пару. КЭС, работающую на ядерном горючем, называют атомной электростанцией (АЭС) или конденсационной АЭС (АКЭС).
Теплові станції з агрегатами такої великої потужності виконується з блоків. Кожен блок складається з парогенератора, турбіни, електричного генератора і підвищуючого трансформатора, потужність якого відповідає потужності генератора. Трансформація напруги генератора до 110-750 кВ і вище є в розглянутих умовах єдиним прийнятним рішенням. Окремі блоки пов’язані між собою тільки на збірних шинах високого та середнього напруги, звідки потужність станції потрапляє в мережу системи.
Особливості КЕС:
будуються поблизу покладів вугілля
далеко від населених пунктів
необхідна наявність великої кількості води.
Потужність КЕС 200, 300, 500, 800, 1000, 1200 МВт.
КЕС будуються за блочною структурою
Переваги: маневреність, зручність ремонтів, паралельність роботи блоків (асинхронність) для забаезпечення стійкої роботи.
КЕС і ТЕЦ – інерційні, маломаневрені. Інерційні через інерційні процеси (щоб розігрітись требе багато часу через коефіцієнт лінійного розширення)
Роль і місце АЕС в енергосистемі.
Атомная электростанция (АЭС), электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор
Атомні станції
За технологічною схемою атомні станції є тепловими, різниця у парогенераторах.
В теплових спалюється органічне паливо, а на атомних – ядерне паливо.
РБМК-1000 (більше не використовують) – реактор великої потужності канального типу 1000 МВт.
ВВЭР-1000 – водяний електричний реактор 1000 еМВт.
Южно Українська 3* ВВЭР-1000
Запорізька 6* ВВЭР-1000
Рівненська 3* ВВЭР-440
Хмельницька 2* ВВЭР-1000
Особливості АЕС
Аес мають велику одиничну потужність блоків (по 1000 МВт) на відміну від ТЕС.
агрегати (блоки) АЕС маломаневрені. У франції виробляється 80% ЕЕ на АЕС.
необхідність великої кількості холодної води, теплова потужність ВВЭР-1000 1800-2000 МВт
місце будівництва АЕС віддалене від споживачів ЕЕ.
поточні блочні трансформатори які перетворюють мін на 330 кВ.
в порівнянні з ТЕС є екологічно чистими.
Роль і місце ТЕЦ в енергосистемі.
ТЕЦ призначені для виробницва теплової енергії.
ТЕС поділяється на КЕС і ГЕС.
Ососбливості ТЕЦ
місце будівництва – близько до споживачів або в населених пунктах (далеко тепло не передається)
наявні грядельні
потужність 30-250 МВт (ТЕЦ-5 2*250+2*100, ТЕЦ-6 2*250, ДТЕС-3*60 збільшується до 400-600)
Електроенергія видається споживачам в основному на генераорній напрузі (відсутній блочний трансформатор)
КЕС і ТЕЦ – інерційні, маломаневрені. Інерційні через інерційні процеси (щоб розігрітись требе багато часу через коефіцієнт лінійного розширення)
Роль і місце ГЕС, ГАЕС в енергосистемі.
Гидроэлектростанция предназначена для преобразования энергии речного потока в электрическую энергию.
Гидроэлектроста́нция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища.
Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно бо́льшие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Особенности
Себестоимость электроэнергии на ГЭС существенно ниже, чем на всех иных видах электростанций
Генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от потребления энергии
Возобновляемый источник энергии
Значительно меньшее воздействие на воздушную среду, чем другими видами электростанций
Строительство ГЭС обычно более капиталоёмкое
Часто эффективные ГЭС более удалены от потребителей
Водохранилища часто занимают значительные территории
Плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства.
ГЕС
великої потужності >1000 МВт.
середньої потужності Дніпрогес І, Дніпрогес 2
малої потужності до 20 МВт, є ще мікро.
Види ГЕС
На відміну від ТЕС, АЕС ГЕС є маневреною станцією (швидко набирає і скидає потужність)
ГАЕС призначені для вирівнювання графіка навантажень електроенергетики
ГАЭС использует в своей работе либо комплекс генераторов и насосов, либо обратимые гидроэлектроагрегаты, которые способны работать как в режиме генераторов, так и в режиме насосов. Во время ночного провала энергопотребления ГАЭС получает из энергосети дешёвую электроэнергию и расходует её на перекачку воды в верхний бьеф (насосный режим). Во время утреннего и вечернего пиков энергопотребления ГАЭС сбрасывает воду из верхнего бьефа в нижний, вырабатывает при этом дорогую пиковую электроэнергию, которую отдаёт в энергосеть (генераторный режим).
Поскольку оба режима имеют коэффициент полезного действия, меньший 100 %, то в среднем ГАЭС потребляет электроэнергию, т. е. формально является убыточной. Однако в крупных энергосистемах большую долю могут составлять мощности тепловых и атомных электростанций, которые не могут быстро снижать выработку электроэнергии при ночном снижении энергопотребления или же делают это с большими потерями. Опыт использования ГАЭС в целях регулирования электрических режимов показал, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения.