Аварийных перегрузках

При аварийных отключениях автотрансформаторов связи в обоих вариантах схемы выдачи мощности КЭС нарушается связь между РУ. Блок, подключенный к РУ 220 кВ, работает на нагрузку местного промышленного района. Технический минимум нагрузки энергоблока составляет 40% (см. табл. 2.1), что равно 320 -40/100= 128 МВт. Минимальная нагрузка местного промышленного района с учетом нагрузки с. н. блока составляет 90+15=105 МВт, что меньше технического минимума нагрузки блока. Целесообразно дополнительно рассмотреть варианты схемы выдачи мощности КЭС с двумя автотрансформаторами связи.

зателям, учитывающим не только факторы, относящиеся к системе электроснабжения, но и простои горнотранспортного оборудования при переключениях, передвижке ЛЭП, аварийных отключениях и т. п.

с циркуляционным воздушным охлаждением: посредством вентиляторов на валу ротора осуществляется движение воздуха по замкнутому тракту, тепло потерь отводится в паузах между разрядами с помощью воздухоохладителей, встроенных в сварной корпус статора. Индуктор генератора питается от полупроводникового преобразователя — статического тири-сторного возбудителя, с которым обмотка возбуждения соединяется через два контактных кольца. При разряде ЭМН с электродинамическим торможением ротора автоматический регулятор возбуждения поддерживает напряжение якоря генератора в заданных пределах. Система возбуждения осуществляет также гашение магнитного поля (развозбуждение) генератора при сбросах нагрузки и аварийных отключениях агрегата. В режиме заряда пуск двигателя :? производится с применением токоограничивающего реостата в цепи трехфазной обмотки ротора, соединенного с ней щеточно-кон-тактным аппаратом на кольцах ротора. Разряд ЭМН, происходящий в режиме динамического торможения, длится несколько секунд.

При аварийных отключениях генератора от сети нельзя быстро снять момент с паровой или гидравлической турбины. Поэтому ротор генератора разгоняется, и если снова не подключить генератор к сети, частота врййУё-ния ротора генератора увеличится и синхронный генератор начнет работать в асинхронном режиме. Работа синхронного генератора в асинхронном режиме допускается кратковременно при небольших скольжениях. В асинхронном режиме генератор работает с отключенной обмоткой возбуждения. При включенной обмотке возбуждения в асинхронном режиме возникают знакопеременные моменты, которые раскачивают ротор, усугубляя отрицательные последствия — увеличивается амплитуда токов, растут ударные моменты.

Для управления системой электроснабжения предприятия необходима оперативная информация о состоянии всех элементов этой системы. С этой целью, кроме измерительных устройств, рассмотренных в § 10-6, предусматривается сигнализация о включенном или отключенном положении коммутационных аппаратов (сигнализация положения), об аварийных отключениях (аварийная сигнализация), о явлениях, свидетельствующих о неисправностях или ненормальных режимах электрооборудования и сетей (предупредительная сигнализация). Для выполнения этих функций находят применение звуковые (звонки, зуммеры, сирены, гудки, текстовые или нетекстовые звукозаписи), световые (сигнальные лампы, световые табло, сегментные и мозаичные алфавитно-цифровые дисплеи, экранные дисплеи) и указательные несамосветящиеся (семафорные, флажковые указатели, флажковые и жидкокристаллические индикаторы) сигнальные устройства.

3. Автоматическое отключение потребителей для предотвращения нарушения устойчивости по основной сети (межсистемным связям),) т. е. для предотвращения развития аварий при коротких замыканиях на линиях, аварийных отключениях мощных блоков и т. д.

5. Прекращение электроснабжения потребителей или недопустимое снижение напряжения при аварийных отключениях линий

Аварийные режимы в электрической системе возникают при КЗ, аварийных отключениях нагруженных агрегатов или линий и т.п. Под действием больших возмущений возникают резкие изменения режима.

4) выбирают место включения реакторов. Реакторы рекомендуется устанавливать на узловых подстанциях сети. В этом случае вероятность сохранения в работе реактора при аварийных отключениях в сети максимальна. В сетях генераторного напряжения дугогасящие реакторы устанавливают, как правило, на станциях;

Когда необходимо блокировать УАПВ при некоторых аварийных отключениях выключателя, выполняется операция «запрет АПВ» путем создания цепи разряда конденсатора С.

При аварийных отключениях элементов электрической сети из двух параллельных групп, в каждой из которых элементы соединены последовательно, ущерб потребителей (отн. ед.)

Допустимые температуры нагрева масла и обмоток при систематических нагрузках и аварийных перегрузках трансформаторов мощностью до 100 MB -А приведены в приложении 1 (см. табл. П1.1).

Максимально допустимые параметры при систематических нагрузках и аварийных перегрузках трансформаторов мощностью до 100 MB-А приведены в табл. 111.1.

Для масляных трансформаторов мощностью свыше 100 MB-А тепловая постоянная времени трансформатора т и кочффициснг J, равный отношению потерь КЗ к потерям холостого хода трансформатора, выбираются по данным табл П1.2. Максимально допустимые параметры при систематических нагрузках и аварийных перегрузках трансформаторов мощностью свыше 100 MB-А приведены в табл. П1.3.

ГОСТ 14209—85 сохраняет математическую модель ГОСТ 14209—69 расчета температуры масла в верхних слоях, температуры наиболее нагретой точки обмотки и. относительнопо износа изоляции. Сохранены также шестиградусное правило старении изоляции, максимально допустимые температуры масла в верхних слоях при систематических нагрузках (перегрузках) (95 СС) и при аварийных перегрузках (115°С), а также нормированное (базовое) значеше температуры обмотки в наиболее нагретой точке (98 °С). Сохранен иид тепловой диаграммы трансформатора.

1,5 — при систематических нагрузках (перегрузках); 2 — при аварийных перегрузках.

9. Рекомендуется методика определения относительного износа вит-ковой изоляции трансформаторов при аварийных перегрузках. Приводится соответствующая серия расчетных таблиц.

ГОСТ 14209—85 сохраняет математическую модель ГОСТ 14209—69 расчета температуры масла в верхних слоях, температуры наиболее нагретой точки обмотки и относительного износа изоляции. Сохранены также: шестиградусное правило старения изоляции; максимально допустимые температуры масла в верхних слоях при систематических нагрузках ( + 95 °С) и при аварийных перегрузках (+-115°С), а также нормированное (базовое) значение температуры обмотки в наиболее нагретой точке ( + 98 °С). Сохранен вид тепловой диаграммы трансформатора.

1,5 — при систематических нагрузках; 2,0 — при аварийных перегрузках.

9. Рекомендуется методика определения относительного износа вит-ковой изоляции трансформаторов при аварийных перегрузках. Приводятся сотоветствующие расчетные таблицы.

ГОСТ 14209—85 сохраняет математическую модель ГОСТ 14209—69 расчета температуры масла в верхних слоях, температуры наиболее нагретой точки обмотки и относительного износа изоляции. Сохранены также: шестиградусное правило старения изоляции; максимально допустимые температуры масла в верхних слоях при систематических нагрузках (+95 °С) и при аварийных перегрузках (-{-П5°С), а также нормированное (базовое) значение температуры обмотки в наиболее нагретой точке ( + 98 °С). Сохранен вид тепловой диаграммы трансформатора.

1,5 — при систематических нагрузках; 2,0 — при аварийных перегрузках.