37. Что такое синхронные качания генератора?

В энергосистемах генераторы электростанций включены параллельно и в нормальном состоянии ЭДС, вырабатываемая на этих генераторах имеет одинаковую частоту, амплитуду и фазу (все векторы ЭДС вращаются синхронно). Это необходимо для исключения перетоков мощности между генераторами. Все генераторы являются синхронными машинами и работают в синхронном режиме (скольжение основного магнитного поля S равно нулю, ненулевые значения наблюдаются лишь при пуске и кратковременно в переходных режимах — набросе и сбросе нагрузки).

Незначительные изменения мощности потребления и генерации приводят к малой разнице в частотах ЭДС, вырабатываемых в частях энергосистемы и появление небольших синхронных «качаний» напряжения. При этом генераторы не выпадают из синхронизма и качания в системе достаточно быстро затухают (благодаря демпфирующим свойствам пусковых "бельичих клеток" и массивных деталей роторов генераторов).

При дефиците мощности в части энергосистемы или в одной из энергосистем по причине отключения части генераторных мощностей (отключение ЛЭП, по которой передаются значительные мощности извне; аварийный останов генератора или группы генераторов) нагружаются оставшиеся в работе генераторы, частота вращения их понижается и они переходят в асинхронный режим , при этом скольжение приобретает значительные величины (магнитное поле начинает вращаться относительно ротора машины).

Вектора ЭДС части генераторов относительно векторов ЭДС остальной энергосистемы начинают вращаться (угол поворота роторов друг относительно друга более 180 град), происходят огромные перетоки мощности между генераторами, создавая «качание сети», при котором величина напряжения в системе изменяется от минимальных до максимальных значений, происходит увеличение потребления промышленной нагрузки (за счёт лавинообразного останова асинхронных двигателей - основной промышленной нагрузки — т. н. «опрокидывание асинхронных двигателей»), отключение оставшихся генераторов их релейной защитой и выход из строя всей энергосистемы и даже нескольких энергосистем с потерей энергопотребления огромных районов и нанесением колоссальных убытков.

Для исключения возникновения асинхронного хода на генераторах, возникновения «качаний в сети» и развала всей системы предназначена АЛАР.

38. Что такое асинхронный режим?

При потере возбуждения возникает асинхронный режим генератора. Потеря возбуждения может быть вызвана ошибочным или самопроизвольным отключением АГП или обрывом цепи возбуждения. Асинхронный режим характеризуется некоторым повышением скорости вращения, снижением активной нагрузки, увеличением тока статора, при этом имеет место качания. Генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети. Из-за потребления реактивной мощности из сети происходит снижение напряжения в системе.

4. Замыкание на землю обмотки ротора. При замыкании на корпус обмотки ротора, ток протекающий через поврежденное место ничтожен и не аредставляет опасности, поэтому в такой ситуации генератор может быть временно оставлен в работе с установкой защиты от двойного замыкания на землю цепи возбуждения. При появлении второй точки замыкания на землю в обмотке ротора может возникнуть вибрация. При появлении сигнала защиты о двойном замыкании на корпус в обмотке ротора необходимо разгрузить генератор и отключить его от сети.

5. Замыкание одной фазы на землю в сети генераторного напряжения. При замыкании на землю в сети генераторного напряжения одной фазы напряжение двух других фаз повышается относительно земли в 1,73 раза. При появлении однофазного замыкания на землю турбогенераторы мощностью 150 МВт и более и СК мощностью 50 МВар должны быть автоматически отключены. Такие же меры для ТГ и СК меньшей мощности при токах замыкания более 5 А. Работа ТГ мощностью менее 150 МВт и СК мощностью менее 50 Мвар при токе замыкания менее 5 А допускается в течении 2 часов после чего они должны быть отключены.

Возможны также случаи нарушения нормальной работы коллектора , повышенная вибрация генератора, нарушение работы газомаслянной системы генератора.

Асинхронный ход – ускорение вектора ЭДС Г, в котором происходит проворот вектора.

По ПТЭ таких проворотов допустимо 2-3, после этого машина отключается.

39. Основные признаки асинхронного режима?

1 Изменение угла (угол между ЭДСГ и ЭДС С)

При КЗ генераторы разгоняюся и следовательно увеличивается, после отключения КЗ если генераторы получили при разгоне недостаточную энергию, для проворота угла , то Г опять возращаются в свое определенное положение, но если кинетическая энергия у Г такая что ЭДС Г увеличивается, а следовательно растет угол и достигает 360 градусов то это уже явный признак не синхронных качаний, а асинхронного хода машины.

2 Изменение активной мощности Г.

Т.е. если на ЛЭП подставить прибор то в нормальном положении стрелка стоит на определенном значении, при асинхронном ходе, мощность принимает значения то + то – на приборе. Т.е. она еще и потребляет мощность из сети.

3 Изменение тока по ВЛ.

4. Изменение напряжения во всех узлах энергосистемы.

При асинхронном ходе напряжение в узлах системы меняется, в ЭС есть точка, где при асинхронном ходе напряжение снижена до 0, эта точка называется – электрический центр качания (ЭЦК). Это плохо для дистанционных защит, которые реагируют на сопротивление. , поэтому есть защиты блокирующие действия РЗА, так как они начнут отключать все. А нам нахрен это не надо

40. Устройства определения места короткого замыкания на воздушных линиях электропередач?

Для определения места повреждения используются ФИПы (фиксирующие импульсные приборы.

ФИП-А –амперметр

ФИП- В-вольтметр

41. Назначение устройства резервирования отказа выключателей?

Для ликвидации повреждений на оборудовании при отказе выключателей

42. Назначение устройств изменения и фиксации электрических величин в переходных процессах?

(НИЧЕГО ТАКОГО НЕ НАШЛА)

43. Структурная схема АСУ ТП агрегатного уровня?

Автоматизированная система управления технологическими процессами:

-верхний уровень (АСУТП ВУ)

-нижний уровень (АСУТП НУ)

АСУТП ВУ назначение:

1.Сбор и обработка информации о состоянии оборудования

2.Архивирование информации в базе данных

3.ГРАМ (групповой регулятор активной мощности), ГРНРМ (групповой регулятор реактивной мощности)

АСУТП НУ назначение:

1.Для ведения режимов работы основного и вспомогательного оборудования

2.Сбор и обработка информации о работе оборудования

3.Передача информации в АСУТП ВУ

4.Синхронизация по времени с АСУТП ВУ

44. Назначение системы автоматического управления гидроагрегатом?

1. Пуск иди перевод ГА на ХХ турбины

2. Пуск иди перевод ГА на ХХ генератора

3. Пуск иди перевод ГА на ГРН (генераторный режим нормальный)

4. Экстренный пуск ГА

5. Пуск иди перевод ГА в режим СК

6. Аварийная остановка ГА

7. Управление вспомогательным механизмом ГА

45. Структурная схема автоматического пуска гидроагрегата?

(Схему не нашла, текст взяла из инструкции, которую Мальцев дал,простите)

Команда на автоматический пуск агрегата подается ключом управления КУ21 с пульта-стола ЦПУ или с АРМ НСС. Кроме этого команда на пуск агрегата формируется автоматически по факту снижения частоты в энергосистеме до 49,4 Гц, и установке ключа управления «Пуск по частоте» (выведен из работы до особого распоряжения главного инженера) на п. МА3, разрешающий автоматический пуск по снижению частоты, в положении “Включено”. Так же гидроагрегат можно пустить кнопками «Генераторный режим» и «Исполнение команд» с п. МА3 при установке ключа «Режим управления» на п. МА3 в положение «Местное».

При автоматическом пуске необходимо:

• убедиться, что все подготовительные работы, указанные в пунктах 2.1.3 и 2.1.6 выполнены, на агрегате отсутствует аварийное состояние, на п.МА3 горит светодиод «Готовность к пуску»;

• повернуть ключ управления КУ21 на пульт-столе ЦПУ в положение “Пуск” на время 5-8 с или выполнить пуск гидроагрегата с АРМ НСС.

Дежурный персонал следит за ходом и результатом пусковых операций, которые должны протекать в следующей последовательности:

• загорается мигающим светом лампа “Генераторный режим” на панели МА3;

• открываются задвижки ТВС №9, №15;

• при появлении нормального расхода на маслоохладители подпятника, генераторного подшипника, турбинного подшипника и уплотнение вала МПО переводится в положение «Пуск»;

• электронный ограничитель и направляющий аппарат одновременно идут “на открытие”. Направляющий аппарат открывается до пускового открытия 36-44% в зависимости от напора и агрегат разворачивается;

• при достижении агрегатом частоты вращения 85% - 91% от номинальной (в зависимости от настройки), регулятор частоты вращения закрывает направляющий аппарат до второго пускового открытия 10-14% (открытия холостого хода), в зависимости от напора;

• при достижении агрегатом частоты вращения 95% подается команда на возбуждение генератора, открывается задвижка ТВС №12. Когда частота устанавливается близкой к номинальной и заканчивается подгонка напряжения генератора к напряжению сети, производятся синхронизация и включение агрегата в сеть с помощью автосинхронизатора;

• на п. МА3 загорается ровным светом светодиод ”Генераторный режим”, на ЦПУ загорается лампа «Генераторный режим» для соответствующего агрегата.

1. Нагрузка на агрегат набирается подачей импульсов ключом SA4 «Задание мощности» на п. МА2, с АРМ НСС или ключом КУ «P,f» на пульт-столе ЦПУ, при положении ключа выбора режима управления на п. МА2 в положении «Дистанционное».

2. Если в течение 150 сек. автоматический пуск в ”Генераторный режим” не завершился, подается предупредительный сигнал в систему сигнализации агрегата «Невыполненное задание» и задание пуска отбивается.

Дальнейшие операции по завершению пуска необходимо выполнить с помощью средств ручного управления.

3. После автоматического пуска и включения агрегата в сеть необходимо произвести осмотр агрегата.

46. Структурная схема автоматической остановки гидроагрегата?

47. Основные гидромеханические защиты гидроагрегата?

Защита ГА при отклонении параметров от нормированных значений ( температура воды, масла, уровень масла , расход воды, давление МНУ,температура сегментов генераторного подшипника, подпятника)

— аварийное повышение температуры сегментов генераторного подшипника; — аварийное повышение температуры сегментов подпятника; — аварийно-низкое давление в аккумуляторе маслонапорной установки (МНУ); — аварийно-низкий уровень масла в аккумуляторе МНУ; — аварийно-низкий расход технической воды на смазку подшипника турбины; — обрыв троса обратной связи положения направляющего аппарата (НА) в электрогидравлическом регуляторе (ЭГР); — неисправность регулятора; — защита от разгона 1 ступени; — защита от разгона 2 ступени; — защита от снижения расхода дистиллята охлаждения статора.