电厂基本知识问答集锦

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欢迎访问e展厅 展厅 1 发电站设备展厅 电力锅炉, 汽轮机, 水轮机, 燃气轮机, 核电设备... 1、发电厂按使用能源划分有几种基本类型? 答:发电厂按使用能源划分有下述基本类型: (1)、火力发电厂:火力发电是利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电。火力发电的发电机组有两种主要形式:利用锅炉产生高温高压蒸汽冲动汽轮机旋转带动发电机发电，称为汽轮发电机组;燃料进入燃气轮机将热能直接转换为机械能驱动发电机发电，称为燃气轮机发电机组。火力发电厂通常是指以汽轮发电机组为主的发电厂。 (2)、水力发电厂:水力发电是将高处的河水(或湖水、江水)通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电。以水轮发电机组发电的发电厂称为水力发电厂。 水力发电厂按水库调节性能又可分为: ①、径流式水电厂:无水库，基本上来多少水发多少电的水电厂; ②、日调节式水电厂:水库很小，水库的调节周期为一昼夜，将一昼夜天然径流通过水库调节发电的水电厂; ③、年调节式水电厂:对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节，将丰水期多余的水量存入水库，保证枯水期放水发电的水电厂; ④、多年调节式水电厂:将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节，多年调节的水库容量较大，将丰水年的多余水量存入水库，补充枯水年份的水量不足，以保证电厂的可调出力。 (3)、核能发电厂:核能发电是利用原子反应堆中核燃料(例如铀)慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电。以核能发电为主的发电厂称为核能发电厂，简称核电站。根据核反应堆的类型，核电站可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。 (4)、风力发电场:利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电，由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称为风力发电场。 (5)、其他还有地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。 2、锅炉的循环方式有几种，简述其含义? 答:火力发电厂中的锅炉按水循环方式可分为自然循环，强制循环，直流锅炉三种类型。 依靠工质的重度差而产生的循环流动称为自然循环。借助水泵压头使工质产生的循环流动称为强制循环。 自然循环形成:汽包、下降管、下联箱和上升管(即水泠壁)组成一个循环回路。由于上升管中的水在炉内受热产生了蒸汽，汽水混合物的重度小，而下降管在炉外不受热，管中是水，其重度大，两者重度差就产生推动力，水沿下降管向下流动，而汽水混合物则沿上升管向上流动，这样就形成水的自然循环流动。 强制循环锅炉的结构与自然循环基本相同，它也有汽包，所不同的在下降管中增加了循环泵，作为增强汽水循环的动力。 直流炉的结构与自然循环锅炉结构不同，它没有汽包，是依靠给水泵压力使工质锅炉受热面管子中依次经过省煤器，蒸发受热面和过热器一次将水全部加热成为过热蒸汽。现在一般只宜用于亚临界，超临界压力锅炉。 强制循环锅炉与自然循环锅炉比较: 优点:可适用于亚临界、超临界压力;由于工质在受热面中是强制流动，因而受热面的布置较灵活，受热均匀水循环好;起停炉快;水冷壁可使小管径、薄管壁(压力准许)，相对汽包容积减小，节省钢材。 缺点:加装循环泵，系统复杂，投资高，检修困难。 3、试述火力发电厂主要生产过程? 答:火力发电厂(以燃煤发电厂为例)主要生产过程是:储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中，再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。煤粉送至分离器进行分离，合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器，由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离，分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热，分离出的蒸汽送到过热器，加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽，经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转，汽轮机带动发电机发电，发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结泵送到低压加热器加热，然后送到除氧器除氧，再经给水泵送到高压加热器加热后，送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程，即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽，送到锅炉的再热器重新加热，使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后，送到汽轮机中压缸继续做功。 4、锅炉本体有哪些主要部件?各有什么主要功能? 答:在火力发电厂中，锅炉的功能是利用燃料燃烧放出的热能产生高温高压蒸汽。锅炉本体的结构和主要部件都是为了实现它的功能而设置的。锅炉本体的结构有炉膛、水平烟道和垂直烟道(尾部烟道)，主要部件按燃烧系统和汽水系统来设置，有空气预热器、喷燃器、省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器等。 空气预热器分层布置在垂直烟道中(旋转式的不分层，布置在垂直烟道底部)，它把送风机送来的空气利用流经垂直烟道的烟气进行加热，加热后的空气分别送到磨煤机(做为热风源)、排粉机、一次风箱和二次风箱。 喷燃器布置在炉膛四角(或前后墙)，数目多时可上下分层。给粉机把煤粉送入喷燃器，一次风引入喷燃器把煤粉吹入炉膛。二次风口布置在喷燃器近旁，喷入助燃空气。直吹式锅炉由排粉机将煤粉直接吹入炉膛。煤粉燃烧后形成飞灰(细灰和粗灰)和灰渣。飞灰随烟气经水平烟道、垂直烟道到除尘器，除尘器把烟气中98%以上的细灰除下落入除尘器下部的灰斗中，极少的细灰随烟气经吸风机送入烟囱排入大气;灰渣则落入炉膛底部形成炉底渣，由除灰设备定时除出炉外。 省煤器分层布置在垂直烟道中，它把给水母管送来的水利用烟气进行加热再送到汽包中。 汽包布置在锅炉顶部，它在锅炉的汽水循环中起着接收来水、储水和进行汽水分离的作用。 汽包中的水经下降管、水冷壁下联箱(它们都布置在炉膛外壁)送到水冷壁。在强制循环式锅炉的下降管中安装有强制循环泵，加强水循环。 水冷壁是布置在炉膛四周的排管，在炉膛内燃烧的燃料所放出的热把水冷壁管内的水加热成汽水混合物。汽水混合物经水冷壁上联箱和上升管进入汽包。汽包中的汽水分离器把汽水混合物进行分离，分离出的蒸汽送到过热器，余下的水留在汽包中继续参加水循环。直流式锅炉没有汽包，水冷壁将水直接加热成蒸汽送入过热器。 过热器布置在炉膛上部和水平烟道中，它把蒸汽加热并调节成符合规定温度的过热蒸汽，过热蒸汽经集汽联箱、主汽门到汽轮机。过热器又可分为低温过热器和高温过热器。在锅炉水平烟道入口处装有屏式过热器，在炉膛顶部装有顶棚过热器。 再热式机组的再热器也布置在水平烟道和垂直烟道中，再热器的功能是将在汽轮机高压缸做过功的蒸汽再次加热到一定温度送回到气轮机中压缸继续做功。 5、目前我国对于单元制机组一般采用什么方法启动?试述其含义。 答:一般采用滑参数启动。滑参数启动按操作方法分为压力法和真空法两种。 压力法滑参数启动就是锅炉先要产生一定温度和压力的蒸汽之后才开启电动主闸门及主汽门冲动汽轮机。启动参数一般为0.8～1.5 Mpa、220～250°C。这种启动方法由于操作简单、控制方便而被广泛采用。 真空法启动就是启动前全开电动主闸门、主汽门和调速汽门，真空区一直扩展到锅炉汽包，点火后炉水在真空状态下汽化，在不到0.1 Mpa的压力下就可以冲动汽轮机，随着锅炉燃烧的增强，一方面提高汽温、汽压，一方面汽轮机升速、定速、并网、带负荷。由于真空法滑参数启动具有疏水困难、蒸汽过热度低、汽机转速不易控制、易引起水冲击等安全性较差及再热器出口温度很难提高、抽真空困难等缺点，目前真空法滑参数启动已很少采用。 滑参数启动按启动前汽缸金属温度的高低可分为冷态滑参数启动和热态滑参数启动。启动时高压缸调节级汽室下内壁温度低于它在额定参数下维持空转的金属温度时称为冷态滑参数启动;如果高压缸调节级汽室下内壁温度高于此温度则称为热态滑参数启动。 6、汽轮发电机组的停机方式有几种，简述过程及注意事项。 答:汽轮发电机的停机可分为正常停机及故障停机，对于正常停机按其停机过程不同又可以分为定参数停机与滑参数停机。 (1)、定参数停机 即在停机过程中，主蒸汽参数保持在额定值不变，仅通过关小调门减少进汽量来减少负荷，一般可以在40-50min内将负荷减至零，电气解列，汽机打闸停机。这样停机后汽机金属温度保持在较高水平，利于再次启动，尽快接带负荷。 注意事项:在减负荷过程中，必须严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化。一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。 (2)、滑参数停机 即在停机过程中，调门保持全开，仅通过降低主蒸汽的参数方法来减少负荷。如果整个过程全部采用滑参数方式，停机后汽缸温度可以达到较低的水平，有利于汽机检修，缩短工期。对于20MW以上机组一般采取滑参数方式停机。额定工况下滑停应先把负荷减至80-85%额定负荷，随主蒸汽参数降低全开调门，稳定一端时间。当金属温度降低，各部件温差减小后，开始滑停。滑停一般分段进行。严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化，一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。减至较低负荷时，打闸停机，锅炉熄火，电气解列发电机。 注意事项: 1) 主蒸汽必须保持有50℃的过热度。 2) 整个停机过程中主蒸汽温降必须控制在1-2℃/min内，再热机组再热蒸汽温降控制在2℃以内。当主汽温度低于汽缸，法兰温度35℃时，应停止参数滑降，稳定运行一段时间。 7、汽轮发电机组启动方式有几种，简述启动过程? 答:按启动过程中新蒸汽参数的情况，可分为额定参数启动和滑参数启动两种启动方式;按汽轮机启动前的金属温度高低，又可分为冷态启动和热态启动;按冲动转子时所用阀门的不同，又可分为调节门启动、自动主汽门和电动主闸门(或其旁路门)启动。 额定参数冷态启动电动主闸门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定值。启动过程一般包括主蒸汽管道暖管及前期准备，冲动转子暖机升速，定速并列带负荷等阶段。 主蒸汽管道暖管及前期准备:冷态的主蒸汽管道被高温高压的新蒸汽加热到与新蒸汽同温度压力的状态称为主蒸汽管道暖管。在暖管过程中，可以进行启动前的准备，凝汽器通循环水，启动凝结水泵，抽真空，送轴封，检查润滑油系统，启动盘车连续运转等。 冲动转子暖机升速:冲动转子一般使用调门或电动主闸门(或其旁路门)，这根据汽机调速系统的不同来选择。冲动转子后控制转子转速分别进行低，中，高速暖机。暖机过程中严格控制汽缸壁温升，上下缸，内外缸，法兰，螺栓等处温差。一般控制温升在1-2℃/min，温差在30-50℃内。 定速并列带负荷:汽机转速3000r/min定速，电气进行并列操作，机组并列，带负荷暖机。带负荷暖机过程中仍应严格控制各处温升及温差等。随缸温升高，机组接带负荷至额定出力。(整个启动过程共需时约8小时) 滑参数冷态启动 电动主闸门前的新汽参数随转速、负荷的升高而滑升，汽轮机定速或并网前，调门一般处于全开状态。启动过程一般为:锅炉点火及暖管，冲动转子升速暖机，并列接带负荷等。 锅炉点火及暖管:锅炉点火前，汽机应做好前期准备包括凝汽器通循环水，检查润滑油系统，启动盘车连续运转等。联系锅炉点火，汽机抽真空，送轴封。锅炉升温升压，应及时开启旁路。电动主闸门前压力，温度达到冲动转子条件时，即可冲动转子。 冲动转子升速暖机:冲动转子后，低速暖机全面检查后即可在40-60min内将转速提到3000r/min，定速。并列接带负荷:定速后应立即并列接带少量负荷进行低负荷暖机。联系锅炉加强燃烧，严格按启动曲线控制升温升压速度。70%额定负荷后，汽缸金属的温度水平接近额定参数下额定工况下金属的温度水平时，锅炉滑参数加负荷的过程结束。此后，随着锅炉参数的提高，逐渐关小调门保持负荷不变，锅炉定压。当主汽参数达到额定值后再逐渐开大调门加负荷至额定出力。 8、什么是汽轮机的真空和真空度?简述其物理含义。 答:当容器中的压力低于大气压力时，把低于大气压力的部分叫做真空，而容器内的压力叫绝对压力。另一种说法是，凡压力比大气压力低的容器都称做真空。真空有程度上的区别:当容器内没有压力即绝对压力等于零时，叫做 完全真空;其余叫做不完全真空。汽轮机凝汽器内的真空就是不完全真空。 真空、绝对压力与大气压力之间的关系如下: h1 + h2 = h 式中 h1:容器内真空水银柱的高度，单位:mm h2:相当于容器内绝对压力的水银柱高度，单位:mm h: 大气压力的水银柱高度，单位:mm 真空也可以用百分比表示，叫做真空度，即用测得的真空水银柱高度除以相当于大气压力的水银柱高度，再化为百分数表示，用公式表示为: 真空度= h1/ h×100%。 在凝汽器内绝对压力不变的情况下，真空度随着大气压力的变化而变化。所以，在理论计算上使用绝对压力来表示汽轮机凝汽器内的真空较为妥善。在已经测得大气压力和凝汽器内真空水银柱高度之后，绝对压力可由下述公式计算: P =( h - h1)/735.6 (工程大气压) 例如:测得汽轮机凝汽器内的真空等于720mm水银柱，另由压力表测得当时的大气压力是750mm水银柱，则凝汽器的绝对压力和真空度各为: P =(h - h1)/735.6 =(750 - 720)/735.6=0.04(工程大气压)真空度 = h1/ h×100% =(720/750)×100% =96%。 9、什么是汽轮机调速系统的迟缓率、速度变动率和调差系数? 答:汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。机械液压型调速器最好的迟缓率ε= 0.3～0.4 %。采用电液压式数字型调速器灵敏度很高，迟缓率(人工死区)可以调节到接近于零。 速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比，其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%式中n1汽轮机空负荷时的转速， n2: 汽轮机满负荷时的转速， n汽轮机额定转速。对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时，当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零，这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值，这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定，一般应为4～5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分，则动态飞升在120～150转/分之间。速度变动率越大，转速上升越高，危险也越大。 汽轮机调速系统的静态频率调节效应系数kf的倒数为调速系统的调差系数。调差系数的计算公式为: kδ=△f(%)/△P(%)式中: △f(%): 电网频率变化的百分数，△P(%): 汽轮发电机组有功功率变化的百分数。调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。为了减小系统频率波动，要求汽轮机调速系统有合理的调差系数值，一般为4%～5 %。 10、什么是蒸汽一燃气联合循环机组，运行上有何特点? 答:蒸汽－燃气联合循环机组是把蒸汽轮机循环以及燃气轮机循环综合在一起的动力装置。 用提高初温的办法来提高蒸汽轮机循环的效率时，受到金属材料的限制，使初温难以继续提高。由于蒸汽轮机的循环终参数较低，而燃气轮机循环的初参数却较高，所以蒸汽-燃气联合循环机组，利用燃气轮机循环有较高初温及蒸汽轮机循环有较低终参数的优点来提高整个循环的热效率。 采用不同方式的机组特点不同。 余热锅炉联合循环机组特点是:汽轮机的容量和新蒸汽参数由燃气轮机容量、排汽温度决定，汽轮机不能单独运行，而且汽轮机负荷随燃气轮机而变动。 补燃余热锅炉联合循环机组特点是:加装补燃器，利用燃气轮机排气中还有14％－18％的氧帮助燃烧，增加输入热量，提高汽轮机的功率和效率。 增压锅炉联合循环机组特点是:因锅炉增加燃烧，燃烧迅猛，使传热系数大为增加，燃气轮机的蒸汽参数随燃气轮机进气温度提高而增加;燃气轮机和汽轮机都不能单独运行。 排气助然锅炉联合循环机组特点是:不仅回收燃气轮机的排气余热，同时充分利用排气中的余热，燃气轮机和汽轮机可以分开运行;可配置高参数大型汽轮机;锅炉中的所用燃料可任意选择。 11、同步发电机的冷却方式分哪几种?各有什么优缺点? 答:同步发电机的冷却分为外冷和内冷两种: 1、外冷:包括空冷和氢冷 空冷:冷却介质为空气，即用空气把发电机内因损耗而产生的热量带走，这种方式结构简单，但冷却效率不高。最大装机容量可达100MW左右; 氢冷:冷却介质为 氢气，即用氢气把热量带走。与空气相比，冷却能力高。通风损耗较小，但结构复杂，需配置储氢设备。最大装机容量可达200MW左右; 2、内冷:包括定子水内冷，转子氢内冷等 内冷(直接冷却方式):冷却介质为水、油、氢气，即将氢、水或油通过导线内部，直接把热量带走，与前述两种表面冷却方式相比，冷却能力高，可以缩小发电机体积，节省材料，便于制造大容量发电机，但发电机结构复杂，铜损较大，铁损和机械损耗较小，总损耗相差不多。 12、简述大型单元机组的功率调节方式。 答:大型单元机组的功率调节方式有三种。 1、以锅炉为基础的运行方式 在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则是通过改变调速汽门开度以控制主蒸汽压力。当负荷要求改变时，由锅炉的自动控制系统，根据负荷指令来改变锅炉的燃烧率及其它调节量，待汽压改变后由汽轮机的自动控制系统去改变调速汽门开度，以保持汽轮机前的汽压为设定值，同时改变汽轮发电机的输出功率。汽机跟随控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时，汽压的动态偏差小而功率的响应慢。 2、以汽机为基础的运行方式 在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率调节主蒸汽压力，而汽机则以改变调速汽门开度调节机组负荷。当负荷要求改变时，由汽轮机的自动控制系统根据负荷指令改变调速汽门开度，以改变汽轮发电机的输出功率。此时，汽轮机前的蒸汽压力改变，于是锅炉的自动控制系统跟着动作，去改变锅炉的燃烧率及其它调节量(如给水量、喷水量等)，以保持汽轮机前的汽压为设定值。这种控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时，功率的响应快而汽轮机前汽压的动态偏差大。 3、功率控制方式 这种方式是以汽机为基础的协调控制方式，机、炉作为一个整体联合控制机组的负荷及主蒸汽压力，也称为机炉整体控制方式。当负荷要求改变时，根据负荷指令和机组实际输出功率之间的偏差，以及汽轮机主汽门前汽压与其设定值之间的偏差，使锅炉和汽轮机的自动控制系统协调地实时改变汽轮机的调速汽门开度和锅炉的燃烧率(和其它调节量)，使汽轮机前汽压的动态偏差较小而功率响应较快。近来参加电网调频的大型火力发电机组大都采用这种控制方式。 13、在什么情况下机组需要紧急停机? 答:当遇有下列情况时，需要紧急停机: (1) 水击。 (2) 机组超速。 (3) 胀差超过允许值。 (4) 机组内有清晰的金属声。 (5) 控制油箱油位低于停机油位。 (6) 油系统着火，威胁机组安全。 (7) 冷油器出口油温过高或超出规定值。 (8) 轴承金属温度高。 (9) 发电机密封油回油温度高。 (10) 主、再热蒸汽温度高。 (11) 正常运行时主、再热蒸汽温度低。 (12) 高缸排汽温度高。 (13) 低缸排汽温度高。 (14) 主机轴向位移大。 (15) 偏心率大。 (16) 主机推力轴承温度高。 (17) 主机凝汽器水位过高。 当遇有下列情况时，发电机必须与系统解列: (1) 发电机、励磁机内冒烟、着火或氢气爆炸。 (2) 发电机或励磁机发生严重的振动。 (3) 发生威胁人员生命安全时。 14、在什么情况下机组可以紧急停炉? 答:在下列情况下，可以紧急停炉: (1) 运行工况、参数达到事故停炉保护动作定值，而保护拒动。 (2) 全部给水流量表损坏，造成主汽温度不正常或虽然主汽温度正常但半小时之内流量 表计未恢复。 (3) 主给水、蒸汽管路发生爆破时。 (4) 炉膛内或烟道内发生爆炸，设备遭到严重损坏时。 (5) 蒸汽压力超过极限压力，安全门拒动或对空排汽门打不开时。 (6) 中压安全门动作后不回座，再热器压力、汽温下降，达到不允许运行时。 (7) 主要仪表电源消失．无法监视机组运行情况时。 (8) 低负荷锅炉燃烧不稳，炉膛压力波动大(蒸汽流量迅速下降)时。 (9) 锅炉四管爆破，危及临近管子安全时。 (10) 汽包水位计全部损坏或失灵，无法监视水位时。 (11) 汽包水位过高或过低。 15、试述什么是离散控制系统(DCS)? 答:离散控制系统DCS(distributed control system的简称)是以微处理器及微型计算机为基础，融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统，它对生产过程进行集中操作管理和分散控制。即分布于生产过程各部分的以微处理器为核心的过程控制站，分别对各部分工艺流程进行控制，又通过数据通信系统与中央控制室的各监控操作站联网，因此也称集散控制系统(TDCS)。操作员通过监控站CRT终端，可以对全部生产过程的工况进行监视和操作，网络中的专业计算机用于数学模型或先进控制策略的运算，适时地给各过程站发出控制信息、调整运行工况。 分散控制系统可以是分级系统，通常可分为过程级、监控级和管理级、分散控制系统由具有自治功能的多种工作站组成，如数据采集站、过程控制站、工程师(操作员)操作站、运行远操作站等。这些工作站可独立或配合完成数据采集与处理、控制、计算等功能，便于实现功能、地理位置和负载上的分散。且当个别工作站故障时，仅使系统功能略有下降，不会影响整个系统的运行，因此是危险分散。 各种类型分散控制系统的构成基本相同，都由通信网络和工作站(节点)两大部分组成。 分散控制系统可以组成发电厂单元机组的数据采集系统（DAS)、自动控制系统(ACS)、顺序控制系统(SCS)及安全保护等，实现计算机过程控制。 用DCS实现大型火电机组自动化的主要优点是: 1) 连续控制、继续控制、逻辑控制和监控等功能集中于统一的系统中，可由品种不多的硬件，凭借丰富的软件和通信功能来实现综合控制，既节省投资，又提高了系统的可靠性、可操作性和维修性。 2) 可按工艺、控制功能、可靠性要求由功能和地理位置不同的各个工作站组成控制系统，系统结构灵活，且大大节省电缆。 3) 一个站的故障不会影响其它站的正常运行，系统可靠性高。 4) 各种监视控制功能均采用软件模块来完成，所以修改方便，易于实现高级控制。 16、核电站运行有何特点? 答:核电站运行的特点主要有: (1)、核反应堆，俗称原子锅炉，堆芯核裂变链式反应产生放射性废物，因此核电站无论是正常运行还是事故运行，都必须保证放射性废物的危害不能无控制地排放至环境中。 (2)、核电站靠核裂变链式反应产生的热量加热产生的蒸汽发电，因此核电站运行，必须保证反应堆有足够完好的冷源，即使是反应堆停闭期，如果失去冷源，反应堆内的核衰变产生的余热也足够使反应堆烧毁。 (3)、移动控制棒和改变冷却剂中硼浓度都可以调节反应堆功率，移动控制棒可以快速地升降负荷，而改变硼浓度来调节功率，速率较慢，通常采用这两种方法共同调节。任何工况下，必须保证核反应堆可控，即保证反应性的控制，反应性的失控将导致重大核事故。 (4)、机组快速升降负荷，特别在燃耗末期由于氙毒的变化，将导致反应堆轴向功率偏差(ΔⅠ)控制困难，易产生堆芯局部热点，有造成堆芯烧毁的潜在风险;若频繁进行负荷跟踪， 将产生大量的放射性废气、废液，对环境产生潜在威胁，故核电机组必须相对稳定地带基本负荷运行。 (5)、压水堆机组每年所需燃料一次性装入。停机换料时，机组利用这一机会进行必要的维修和试验，以使机组保持良好的性能和安全水平，所以压水堆的机组每年有一次机组换料大修。 17、核电站为了防止核泄漏设有哪几道屏障? 答:为落实纵深防御原则，核电站在放射性物质(裂变产物)和环境之间设置了四道屏障，只要任一道完整，就可防止放射性物质外漏。 第一道 燃料芯块 核裂变产生的放射性物质98%以上滞留在二氧化铀芯块中，不会释放出来。 第二道 燃料包壳 燃料芯块密封在锆合金包壳内，防止放射性物质进入一回路水中。 第三道 压力边界 由核燃料构成的堆芯封闭在壁厚20厘米的钢质压力容器中，压力容器和整个一回路 都是耐高压的，放射性物质不会漏到反应堆厂房中。 第四道 安全壳 反应堆厂房是一个高大的预应力钢筋混凝土建筑，壁厚近一米，内表面加有6毫米厚的钢衬，防止放射性物质进入环境。 18、水力发电厂有几种类型?各有什么特点? 答:水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同，主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。 1、堤坝式水电厂:在河床上游修建拦河坝，将水积蓄起来，抬高上游水位，形成发电水头的方式称为堤坝式，堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。 ① 坝后式水电厂，这种水电厂的厂房建筑在坝的后面，全部水头由坝体承受，水库的水由压力水管引入厂房，转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。 ② 河床式水电厂，这种水电厂的厂房和挡水坝联成一体，厂房也起挡水作用，因修建在河床中，故名河床式。河床式水电厂水头一般在20～30 M以下。 ③混合式水电厂，引水与大坝混合使用获得落差发电; 2、引水式水电厂:水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方，由引水渠道造成水头，一般不需修坝或只修低堰。 3、抽水蓄能水电厂，具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库)，在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行，将下池水抽到上池储蓄起来，在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行，利用上池的蓄水发电。 19、发电厂保厂用电的措施主要有哪些? 答:发电厂保厂用电措施主要有: (1) 发电机出口引出厂高变，作为机组正常运行时本台机组的厂用电源，并可以做其它厂用的备用;作为火电机组，机组不跳闸，即不会失去厂用电;作为水电机组，机组不并网仍可带厂用电运行 (2)装设专用的备用厂高变，即直接从电厂母线接入备用厂用电源，或从三圈变低压侧接入备用电源。母线不停电，厂用电即不会失去 (3)通过外来电源接入厂用电 (4)电厂装设小型发电机(如柴油发电机)提供厂用电;直流部分通过蓄电池供电 (5)为确保厂用电的安全，厂用电部分应设计合理，厂用电应分段供电，并互为备用(可在分段开关上加装备自投装置) (6)作为系统方面，在系统难以维持时，对小电厂应采取低频解列保厂用电或其它方法解列小机组保证厂用电。 20、编制水库调度图要考虑哪些因素?水库调度原则是什么? 答:编制水库调度图要考虑:水库运行的安全性、电力系统运行的可靠性与经济性。因此，根据径流的时历特性资料或统计特性资料，按水电站供电保证率高、发电量最大等所谓水库运行调度的最优准则，预先编制出一组控制水电站水库工作的水库蓄水指示线即调度线(包括限制出力线、防破坏线、防弃水线、防洪调度线)，由此调度线组成五个区:限制出力区，保证出力区，加大出力区，满发出力区，防洪调度区。 为保证电力系统运行的可靠性，当水库水位落在保证出力区时，水电站以保证出力运行，尽可能抬高水库运行水位。当水库水位落在限制出力线时，水电站应降低出力运行。当水库水位落于防破坏线与防弃水线之间时，应加大水电站出力运行，减少弃水，提高水量利用率，以达到水电站经济运行的目的。当水库水位在汛限水位以上时，在电网安全许可的前提下，水电站的发电出力不应低于额定出力运行。在汛期，水库水位达到防洪调度线，为保证水库安全运行，水库要泄洪。 水库调度原则是:按设计确定的综合利用目标、任务、参数、指标及有关运用原则，在确保水库工作安全的前提下，充分发挥水库最大的综合效益。 21、如何调节梯级水电厂各级水库水位?汛期应注意什么问题? 答:水电厂水能利用的两大要素是水头和流量。由于首级水库一般具有一定的调节性能，其余下游各级均为日调节或径流式电厂，梯级电厂间存在一定的水力联系。因此，在正常情况下，应保持下游各梯级水库在高水头下运行，以减少发电耗水率。当预报流域有降雨，根据流域的降雨实况和天气预报，有计划地削落梯级库水位，以免产生不必要的弃水。对于梯级水电厂之间相距较远、水流在厂与厂之间传播时间对水库发电有影响的，还应合理安排梯级负荷分时段控制各级水库水位。对于首级水库除按调度图指示线运行外，还应兼顾到下游水库的运行，以求整个梯级电厂的动态效益最佳。 汛期水库运行应以防洪安全运行为主，统一处理安全运行与经济运行的关系，避免因片面追求高水位运行而造成多弃水或对水工建筑物带来危害。应注意的具体问题是:水库水位的变化;库区降雨量和入库流量;库区天气情况及天气预报;台风对库区的影响。 22、何谓发电机进相运行?发电机进相运行时应注意什么?为什么? 答:所谓发电机进相运行，是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态 。 发电机进相运行时，主要应注意四个问题:一是静态稳定性降低;二是端部漏磁引起定子端部温度升高;三是厂用电电压降低;四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加，易造成过负荷。 ⑴进相运行时，由于发电机进相运行，内部电势降低，静态储备降低，使静态稳定性降低。 ⑵由于发电机的输出功率P=EdU/Xd·Sinδ，在进相运行时Ed、U均有所降低，在输出功率P不变的情况下，功角δ增大，同样降低动稳定水平。 ⑶进相运行时由于助磁性的电枢反应，使发电机端部漏磁增加，端部漏磁引起定子端部温度升高，发电机端部漏磁通为定子绕组端部漏磁通和转子端部磁通的合成。进相运行时，由于两个磁场的相位关系使得合成磁通较非进相运行时大，导致定子端部温度升高。 ⑷厂用电电压的降低: 厂用电一般引自发电机出口或发电机电压母线，进相运行时，由于发电机励磁电流降低和无功潮流倒送引起机端电压降低同时造成厂用电电压降低。 23、发电机中性点一般有哪几种接地方式?各有什么特点? 答:发电机的中性点，主要采用不接地、经消弧线圈接地、经电阻或直接接地三种方式。 1、发电机中性点不接地方式:当发电机单相接地时，接地点仅流过系统另两相与发电机有电气联系的电容电流，当这个电流较小时，故障点的电弧常能自动熄灭，故可大大提高供电的可靠性。当采用中性点不接地方式而电容电流小于5安时，单相接地保护只需利用三相五柱电压互感器开口侧的另序电压给出信号便可以。中性点不接地方式的主要缺点是内部过电压对相电压倍数较高。 2、发电机中性点经消弧线圈接地:当发电机电容电流较大时，一般采用中性点经消弧线圈接地，这主要考虑接地电流大到一定程度时接地点电弧不能自动熄灭。而且接地电流若烧坏定子铁芯时难以修复。中性点接了消弧线圈后，单相接地时可产生电感性电流，补偿接地点的电容电流而使接地点电弧自动熄灭。 3、发电机中性点经电阻或直接接地:这种方式虽然单相接地较为简单和内部过电压对相电压的倍数较低，但是单相接地短路电流很大，甚至超过三相短路电流，可能使发电机定子绕组和铁芯损坏，而且在发生故障时会引起短路电流波形畸变，使继电保护复杂化。 24、发电机失磁对系统有何影响? 答:发电机失磁对系统的影响主要有: 1、低励和失磁的发电机，从系统中吸收无功功率，引起电力系统的电压降低，如果电力系统中无功功率储备不足，将使电力系统中邻近的某些点的电压低于允许值，破坏了负荷与各电源间的稳定运行，甚至使电力系统电压崩溃而瓦解。 2、当一台发电机发生失磁后，由于电压下降，电力系统中的其它发电机，在自动调整励磁装置的作用下，将增加其无功输出，从而使某些发电机、变压器或线路过电流，其后备保护可能因过流而误动，使事故波及范围扩大。 3、一台发电机失磁后，由于该发电机有功功率的摇摆，以及系统电压的下降，将可能导致相邻的正常运行发电机与系统之间，或电力系统各部分之间失步，使系统发生振荡。 4、发电机的额定容量越大，在低励磁和失磁时，引起无功功率缺额越大，电力系统的容量越小，则补偿这一无功功率缺额的能力越小。因此，发电机的单机容量与电力系统总容量之比越大时，对电力系统的不利影响就越严重。 25、发电机失磁对发电机本身有何影响? 答:发电机失磁对发电机本身的影响主要有: 1、由于发动机失磁后出现转差，在发电机转子回路中出现差频电流，差频电流在转子回路中产生损耗，如果超出允许值，将使转子过热。特别是直接冷却的高力率大型机组，其热容量裕度相对降低，转子更容易过热。而转子表层的差频电流，还可能使转子本体槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热甚至灼伤， 2、失磁发电机进入异步运行之后，发电机的等效电抗降低，从电力系统中吸收无功功率，失磁前带的有功功率越大，转差就越大，等效电抗就越小，所吸收的无功功率就越大。在重负荷下失磁后，由于过电流，将使发电机定子过热。 3、对于直接冷却高力率的大型汽轮发电机，其平均异步转矩的最大值较小，惯性常数也相对降低，转子在纵轴和横轴方面，也呈较明显的不对称。由于这些原因，在重负荷下失磁后，这种发电机转矩、有功功率要发生剧烈的周期性摆动。对于水轮发电机，由于平均异步转矩最大值小，以及转子在纵轴和横轴方面不对称，在重负荷下失磁运行时，也将出现类似情况。这种情况下，将有很大甚至超过额定值的电机转矩周期性地作用到发电机的轴系上，并通过定子传递到机座上。此时，转差也作周期性变化，其最大值可能达到4%~5%，发电机周期性地严重超速。这些情况，都直接威胁着机组的安全。 4、失磁运行时，定子端部漏磁增强，将使端部的部件和边段铁芯过热。 26、试述发电机异步运行时的特点? 答:发电机的异步运行指发电机失去励磁后进入稳态的异步运行状态。 发电机失磁时，励磁电流逐渐衰减为零，发电机电势相应减小，输出有功功率随之下降，原动机输入的拖动转矩大于发电机输出的制动转矩，转子转速增加，功角逐步增大，这时定子的同步旋转磁场与转子的转速之间出现滑差。定子电流与转子电流相互作用，产生异步转矩。与此对应，定、转子之间由电磁感应传送的功率称为异步功率，随功角的增大而增大;同时原动机输入功率随功角增大而减小，当两者相等时，发电机进入稳定异步运行状态。 发电机异步运行主要有两个问题，其一，对发电机本身有使转子发生过热损坏的危险;其二，对系统而言，此时发电机不仅不向系统提供无功反而要向系统吸收无功，势必引起系统电压的显著下降，造成系统的电压稳定水平大大降低。 27、发电机定子绕组中的负序电流对发电机有什么危害? 答:发电机转子的旋转方向和旋转速度，与三相正序对称电流所形成的正向旋转磁场的转向和转速一致，即转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动，此即"同步"的概念。当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称(接有电力机车、电弧炉等单相负荷)时，在发电机定子绕组中就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向(与正序电流产生的正向旋转磁场相反)旋转磁场，它相对于转子来说为2倍的同步转速，因此在转子中就会感应出100Hz的电流，即所谓的倍频电流。该倍频电流主要部分流经转子本体、槽楔和阻尼条，而在转子端部附近沿周界方向形成闭合回路，这就使得转子端部、护环内表面、槽楔和小齿接触面等部位局部灼伤，严重时会使护环受热松脱，给发电机造成灾难性的破坏，即通常所说的"负序电流烧机"，这是负序电流对发电机的危害之一。另外，负序(反向)气隙旋转磁场与转子电流之间，正序(正向)气隙旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率100Hz交变电磁力矩，将同时作用于转子大轴和定子机座上，引起频率为100Hz的振动，此为负序电流危害之二。发电机承受负序电流的能力，一般取决于转子的负序电流发热条件，而不是发生的振动，即负序电流的平方与时间的乘积决定了发电机承受负序电流的能力。 28、试述发电机励磁回路接地故障有什么危害? 答:发电机正常运行时，励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻和分布电容，它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可引起励磁回路接地故障，常见的是一点接地故障，如不及时处理，还可能接着发生两点接地故障。 励磁回路的一点接地故障，由于构不成电流通路，对发电机不会构成直接的危害。对于励磁回路一点接地故障的危害，主要是担心再发生第二点接地故障。因为在一点接地故障后，励磁回路对地电压将有所增高，就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为: 1、转子绕组一部分被短路，另一部分绕组的电流增加，这就破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机的剧烈振动，同时无功出力降低。 2、转子电流通过转子本体，如果转子电流比较大，就可能烧损转子，有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。 3、由于转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使转子发生缓慢变形而形成偏心，进一步加剧振动。 29、调相机的启动方式主要有哪几种?简述各种启动方式的过程和优缺点? 答:1、调相机低频启动:利用发电厂的一台机组对调相机专线供电以启动调相机。当调相机无启动设备，而电网又急需无功功率时，常采用低频启动方式。 方法是:将调相机和发电机一同接在一条与电力网完全隔离的专用线路和母线上，拖动调相机的发电机不应小于调相机容量的20%~30%，停用低电压、低频率保护和有关的二次设备，随后给调相机、发电机加入励磁电流，然后合上调相机开关和发电机开关，启动发电机，此时发电机同调相机同时转动。在升速过程中，同时增加调相机的励磁电流，直至达到额定值时，将发电机、调相机达额定转速时并入电网。 该启动方式的优点是对调相机的冲击电流小，可以说无冲击电流。但系统运行方式改变较多，操作麻烦，须发电厂空出一台专用发电机，一般情况下不采用这种方式。 2、调相机可控硅启动:有一组由启动变压器，交直流串并联电抗器，整流器逆变器等组成的可控硅启动装置。在启动时，控制整流装置可控硅导通角，使电流增加，调相机升速，当调相机转速达10%额定转速后，控制逆变侧换向，增加转速，达到额定时并入电网。 该启动方式优点是调相机冲击电流小，启动方便，快速、自动化水平高，但启动装置价格昂贵，占地大，仅用于大型多台调相机使用。 3、同轴电动机启动:利用同轴安装的异步电动机来启动调相机，启动调相机的电动机通过联轴器与调相机联接，电动机启动完成后电动机脱离调相机。 此种启动方式较简单、经济、方便。但因异步电动机有较大启动电流，会造成母线电压波动，不能使调相机达同步转速，并列时有一定冲击电流。 4、电抗器启动:将调相机作为异步电动机，在电压低于正常值时启动。这种启动方式可减少调相机的启动电流，又能保持一定的母线电压水平，有利正常供电。这种启动方式多用于容量较小的调相机，调相机所受的冲击电流应小于0.74/Xd"，母线电压应不低于90%额定电压。 5、同轴励磁机启动:利用同轴主励磁机作为直流电动机启动调相机。 这种启动方式的优点是:启动平稳，调速平滑，可调至调相机的同步转速。但由于同轴励磁机作为直流电动机，有一定损耗。因此，选择同轴励磁容量应大些，并在启动时同轴励磁机应改为它励。 30、抽水蓄能机组有那几种运行工况?如何进行转换? 答:抽水蓄能机组具有发电、抽水、发电调相、水泵调相四种运行工况。 现代的抽水蓄能机组都要能做旋转备用，为节省动力一般使水泵水轮机在空气中旋转(向水轮机方向或水泵方向旋转)，在电网有需要时即可快速地带上负荷或投入抽水或调相。在蓄能机组抽水时，如需快速发电 可以不通过正常抽水停机而直接转换到发电状态，即在电机和电网解列后利用水流的反冲作用使转轮减速并使之反转，待达到水轮机同步转速时迅速并网发电。抽水蓄能一般实现如下工况转换: 静止至发电空载; 发电空载至满载; 静止至空载水泵; 空载水泵至满载水泵; 满载抽水至满载发电; 满载抽水至静止; 发电满载至发电调相; 发电调相至静止; 抽水满载至空载。 31、试述新变压器或大修后的变压器，为什么正式投运前要做冲击试验?一般冲击几次? 答:新变压器或大修后的变压器在正式投运前要做冲击试验的原因如下: 1、检查变压器绝缘强度能否承受全电压或操作过电压的冲击。 当拉开空载变压器时，是切断很小的激磁电流，可能在激磁电流到达零点之前发生强制熄灭，由于断路器的截流现象，使具有电感性质的变压器产生的操作过电压，其值除与开关的性能、变压器结构等有关外，变压器中性点的接地方式也影响切空载变压器过电压。一般不接地变压器或经消弧线圈接地的变压器，过电压幅值可达4-4.5倍相电压，而中性点直接接地的变压器，操作过电压幅值一般不超过3倍相电压。这也是要求做冲击试验的变压器中性点直接接地的原因所在。 2、考核变压器在大的励磁涌流作用下的机械强度和考核继电保护在大的励磁涌流作用下是否会误动。 冲击试验的次数: 新变压器投入一般需冲击五次，大修后的变压器投入一般需冲击三次。 32、三台具有相同变比和连接组别的三相变压器，其额定容量和短路电压分别为:Sa=1000kVA Uka%=6.25%Sb=1800kVA Ukb=6.6%Sc=3200kVA Ukc=7%将它们并联运行后带负载S=5500kVA，问:1、每台变压器分配的负荷?2、三台变压器在不允许任何一台过负荷的情况下，能担负多少最大总负荷?3、变压器总的设备容量的利用率? 答: 1、ΣSh/Uk%=1000/0.0625+1800kVA/0.066+3200kVA/0.07=8900(kVA) 每台变压器的分配比例: Pa= S/Uka%·Σsh/Uk=5500/0.0625×8900=0.99 Pb= S/Ukb%·Σsh/Uk=5500/0.066×8900=0.936 Pc= S/Ukc%·Σsh/Uk=5500/0.07×8900=0.883 各台变压器分配的实际负荷: S1=1000×0.99=990kVA S2=1800×0.936=1685kVA S3=3200×0.883=2825kVA 2、具有最小短路电压的变压器达到满负荷时，三台最大共同可担负的负荷是: Smax=5500×1/0.99=5560kVA 3、变压器总的设备利用率ρ为: Smax 5560 ρ= ----＝------------ = 0.923 ∑S 1000+1800+3200 33、自耦变压器与普通变压器有什么不同? 答:自耦变压器与普通变压器不同之处是: 1、其一次侧与二次侧不仅有磁的联系，而且有电的联系，而普通变压器仅是磁的联系。 2、电源通过变压器的容量是由两个部分组成:即一次绕组与公用绕组之间电磁感应功率，和一次绕组直接传导的传导功率。 3、由于自耦变绕组是由一次绕组和公用绕组两部分组成，一次绕组的匝数较普通变压器一次绕组匝数和高度及公用绕组电流及产生的漏抗都相应减少，自耦变的短路电抗X自是普通变压器的短路电抗X普的(1-1/k)倍，k为变压器变比。 4、若自耦变压器设有第三绕组，其第三绕组将占用公用绕组容量，影响自耦变运行方式和交换容量。 5、由于自耦变压器中性点必须接地，使继电保护的定植整定和配置复杂化。 6、自耦变压器体积小，重量轻，便于运输，造价低。 34、变压器本体构造有那些安全保护设施?其主要作用是什么? 答:变压器本体构造中保护设施是: 1、油枕: 其容量约为变压器油量的8-10%。作用是:容纳变压器因温度的变化使变压器油体积变化，限制变压器油与空气的接触，减少油受潮和氧化程度。油枕上安装吸湿器，防止空气进入变压器。 2、吸湿器和净油器: 吸湿器又称呼吸器，内部充有吸附剂，为硅胶式活性氧化铝，其中常放入一部分变色硅胶，当由兰变红时，表明吸附剂已受潮，必须干燥或更换。净油器又称过滤器，净油缸内充满吸附剂，为硅胶式活性氧化铝等，当油经过净油器与吸附剂接触，其中的水份、酸和氧化物被吸收，使油清洁，延长油的使用年限。 3、防爆管(安全气道): 防爆管安装在变压器箱盖上，作为变压器内部发生故障时，防止油箱内产生高压力的释放保护。现代大型变压器已采用压力释放阀代替安全气道。当变压器内部发生故障压力升高，压力释放阀动作并接通触头报警或跳闸。此外，变压器还具有瓦斯保护，温度计、油表等安全保护装置。 35、什么叫电磁环网?对电网运行有何弊端?什么情况下还需保留? 答:电磁环网是指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。 电磁环网对电网运行主要有下列弊端: 1)、易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心，用高低压电磁环网供电而又带重负荷时，当高一级电压线路断开后，所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出，容易出现超过导线热稳定电流的问题。 2)、易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开，系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和，而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比)，因而极易超过该联络线的暂态稳定极限，可能发生系统振荡。 3)、不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大，同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下，许多系统潮流分配难于达到最经济。 4)、需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明，若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。 一般情况中，往往在高一级电压线路投入运行初期，由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强，需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。 36、常见母线接线方式有何特点? 答:1)、单母线接线:单母线接线具有简单清晰、设备少、投资小、运行操作方便且有利于扩建等优点，但可靠性和灵活性较差。当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，必须断开母线的全部电源。 2)双母线接线:双母线接线具有供电可靠，检修方便，调度灵活或便于扩建等优点。但这种接线所用设备多(特别是隔离开关)，配电装置复杂，经济性较差;在运行中隔离开关作为操作电器，容易发生误操作，且对实现自动化不便;尤其当母线系统故障时，须短时切除较多电源和线路，这对特别重要的大型发电厂和变电所是不允许的。3)单、双母线或母线分段加旁路:其供电可靠性高，运行灵活方便，但投资有所增加，经济性稍差。特别是用旁路断路器带路时，操作复杂，增加了误操作的机会。同时，由于加装旁路断路器，使相应的保护及自动化系统复杂化。4)3/2及4/3接线:具有较高的供电可靠性和运行灵活性。任一母线故障或检修，均不致停电;除联络断路器故障时与其相连的两回线路短时停电外，其它任何断路器故障或检修都不会中断供电;甚至两组母线同时故障(或一组检修时另一组故障)的极端情况下，功率仍能继续输送。但此接线使用设备较多，特别是断路器和电流互感器，投资较大，二次控制接线和继电保护都比较复杂。5)母线－变压器－发电机组单元接线:它具有接线简单，开关设备少，操作简便，宜于扩建，以及因为不设发电机出口电压母线，发电机和主变压器低压侧短路电流有所减小等特点。 37、什么是电力系统综合负荷模型?其特点是什么?在稳定计算中如何选择? 答:电力系统综合负荷模型是反映实际电力系统负荷的频率、电压、时间特性的负荷模型，一般可用下式表达:P=fp(v，f，t) Q=fq(v，f，t) 上式中，若含有时间t则反映综合负荷的动态特性，这种模型称为动态负荷模型(动态负荷模型主要有感应电动机模型和差分方程模型两种。);反之，若不含有时间t，则称为静态负荷模型(静态负荷模型主要有多项式模型和幕函数模型两种，其中多项式模型可以看作是恒功率(电压平方项)、恒电流(电压一次方项)、恒阻抗(常数项)三者的线性组合)。 电力系统综合负荷模型的主要特点是: 具有区域性---每个实际电力系统有自己特有的综合负荷模型，与本系统的负荷构成有关; 具有时间性:既是同一个电力系统，在不同的季节，具体不同的综合负荷模型; 不唯一性:研究的问题不同，采用的综合负荷模型也不同; 在稳定计算中综合负荷模型的选择原则是: 在没有精切综合负荷模型的情况下，一般按40%恒功率;60%恒阻抗计算。 38、什么叫不对称运行?产生的原因及影响是什么? 答:任何原因引起电力系统三相对称(正常运行状况)性的破坏，均称为不对称运行。如各相阻抗对称性的破坏，负荷对称性的破坏，电压对称性的破坏等情况下的工作状态。非全相运行是不对称运行的特殊情况。 不对称运行产生的负序、零序电流会带来许多不利影响。 电力系统三相阻抗对称性的破坏，将导致电流和电压对称性的破坏，因而会出现负序电流，当变压器的中性点接地时，还会出现零序电流。 当负序电流流过发电机时，将产生负序旋转磁场，这个磁场将对发电机产生下列影响: ⑴发电机转子发热; ⑵机组振动增大; ⑶定子绕组由于负荷不平衡出现个别相绕组过热。 不对称运行时，变压器三相电流不平衡，每相绕组发热不一致，可能个别相绕组已经过热，而其它相负荷不大，因此必须按发热条件来决定变压器的可用容量。 不对称运行时，将引起系统电压的不对称，使电能质量变坏，对用户产生不良影响。对于异步电动机，一般情况下虽不致于破坏其正常工作，但也会引起出力减小，寿命降低。例如负序电压达5%时，电动机出力将降低10∽15%，负序电压达7%时，则出力降低达20∽25%。 当高压输电线一相断开时，较大的零序电流可能在沿输电线平行架设的通信线路中产生危险的对地电压，危及通讯设备和人员的安全，影响通信质量，当输电线与铁路平行时，也可能影响铁道自动闭锁装置的正常工作。因此，电力系统不对称运行对通信设备的电磁影响，应当进行计算，必要时应采取措施，减少干扰，或在通信设备中，采用保护装置。 继电保护也必须认真考虑。在严重的情况下，如输电线非全相运行时，负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通，也可以在与之相连接的线路中流通，可能影响这些线路的继电保护的工作状态，甚至引起不正确动作。此外，在长时间非全相运行时，网络中还可能同时发生短路(包括非全相运行的区内和区外)，这时，很可能使系统的继电保护误动作。 此外，电力系统在不对称和非全相运行情况下，零序电流长期通过大地，接地装置的电位升高，跨步电压与接触电压也升高，故接地装置应按不对称状态下保证对运行人员的安全来加以检验。 不对称运行时，各相电流大小不等，使系统损耗增大，同时，系统潮流不能按经济分配，也将影响运行的经济性。 39、试述电力系统谐波产生的原因及其影响? 答:谐波产生的原因:高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性，即所加的电压与产生的电流不成线性(正比)关系而造成的波形畸变。 当电力系统向非线性设备及负荷供电时，这些设备或负荷在传递(如变压器)、变换(如交直流换流器)、吸收(如电弧炉)系统发电机所供给的基波能量的同时，又把部分基波能量转换为谐波能量，向系统倒送大量的高次谐波，使电力系统的正弦波形畸变，电能质量降低。当前，电力系统的谐波源主要有三大类。 1)、铁磁饱和型:各种铁芯设备，如变压器、电抗器等，其铁磁饱和特性呈现非线性。 2)、电子开关型:主要为各种交直流换流装置(整流器、逆变器)以及双向晶闸管可控开关设备等，在化工、冶金、矿山、电气铁道等大量工矿企业以及家用电器中广泛使用，并正在蓬勃发展;在系统内部，如直流输电中的整流阀和逆变阀等。 3)、电弧型:各种冶炼电弧炉在熔化期间以及交流电弧焊机在焊接期间，其电弧的点燃和剧烈变动形成的高度非线性，使电流不规则的波动。其非线性呈现电弧电压与电弧电流之间不规则的、随机变化的伏安特性。 对于电力系统三相供电来说，有三相平衡和三相不平衡的非线性特性。后者，如电气铁道、电弧炉以及由低压供电的单相家用电器等，而电气铁道是当前中压供电系统中典型的三相不平衡谐波源。 谐波对电网的影响: 1、谐波对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热增加，此外谐波还会引起旋转设备和变压器振动并发出噪声，长时间的振动会造成金属疲劳和机械损坏。 2、谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。 3、谐波可引起系统的电感、电容发生谐振，使谐波放大。当谐波引起系统谐振时，谐波电压升高，谐波电流增大，引起继电保护及自动装置误动，损坏系统设备(如电力电容器、电缆、电动机等)，引发系统事故，威胁电力系统的安全运行。 4、谐波可干扰通信设备，增加电力系统的功率损耗(如线损)，使无功补偿设备不能正常运行等，给系统和用户带来危害。 限制电网谐波的主要措施有:增加换流装置的脉动数;加装交流滤波器、有源电力滤波器;加强谐波管理。 40、什么是电力系统序参数?零序参数有何特点?与变压器接线组别、中性点接地方式、输电线架空地线、相邻平行线路有何关系? 答:对称的三相电路中，流过不同相序的电流时，所遇到的阻抗是不同的，然而同一相序的电压和电流间，仍符合欧姆定律。任一元件两端的相序电压与流过该元件的相应的相序电流之比，称为该元件的序参数(阻抗)。 负序电抗是由于发电机转子运动反向的旋转磁场所产生的电抗，对于静止元件(变压器、线路、电抗器、电容器等)不论旋转磁场是正向还是反向，其产生的电抗是没有区别的，所以它们的负序电抗等于正序电抗。但对于发电机，其正向与反向旋转磁场引起的电枢反应是不同的，反向旋转磁场是以两倍同步频率轮换切割转子纵轴与横轴磁路，因此发电机的负序电抗是一介于X〃ｄ及X〃ｑ的电抗值，远远小于正序电抗Xd。 零序参数(阻抗)与网络结构，特别是和变压器的接线方式及中性点接地方式有关。一般情况下，零序参数(阻抗)及零序网络结构与正、负序网络不一样。 对于变压器，零序电抗则与其结构(三个单相变压器组还是三柱变压器)、绕组的连接(△或Y)和接地与否等有关。 当三相变压器的一侧接成三角形或中性点不接地的星形时，从这一侧来看，变压器的零序电抗总是无穷大的。因为不管另一侧的接法如何，在这一侧加以零序电压时，总不能把零序电流送入变压器。所以只有当变压器的绕组接成星形，并且中性点接地时，从这星形侧来看变压器，零序电抗才是有限的(虽然有时还是很大的)。 对于输电线路，零序电抗与平行线路的回路数，有无架空地线及地线的导电性能等因素有关。零序电流在三相线路中是同相的，互感很大，因而零序电抗要比正序电抗大，而且零序电流将通过地及架空地线返回，架空地线对三相导线起屏蔽作用，使零序磁链减少，即使零序电抗减小。 平行架设的两回三相架空输电线路中通过方向相同的零序电流时，不仅第一回路的任意两相对第三相的互感产生助磁作用，而且第二回路的所有三相对第一回路的第三相的互感也产生助磁作用，反过来也一样.这就使这种线路的零序阻抗进一步增大。 41、各类稳定的具体含义是什么? 答: (1).电力系统的静态稳定是指电力系统受到小干扰后不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态。 (2).电力系统的暂态稳定是指系统在某种运行方式下突然受到大的扰动后，经过一个机电暂态过程达到新的稳定运行状态或回到原来的稳定状态。 (3).电力系统的动态稳定是指电力系统受到干扰后不发生振幅不断增大的振荡而失步。主要有:电力系统的低频振荡、机电耦合的次同步振荡、同步电机的自激等。 (4).电力系统的电压稳定是指电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力。它与电力系统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。当发生电压不稳定时，将导致电压崩溃，造成大面积停电。 (5).频率稳定是指电力系统维持系统频率与某一规定的运行极限内的能力。当频率低于某一临界频率，电源与负荷的平衡将遭到彻底破坏，一些机组相继退出运行，造成大面积停电，也就是频率崩溃。 42、保证和提高电力系统静态稳定的措施有哪些? 答:电力系统的静态稳定性是电力系统正常运行时的稳定性，电力系统静态稳定性的基本性质说明，静态储备越大则静态稳定性越高。提高静态稳定性的措施很多，但是根本性措施是缩短"电气距离"。主要措施有: (1)、减少系统各元件的电抗:减小发电机和变压器的电抗，减少线路电抗(采用分裂导线); (2)、提高系统电压水平; (3)、改善电力系统的结构; (4)、采用串联电容器补偿; (5)、采用自动调节装置; (6)、采用直流输电。 在电力系统正常运行中，维持和控制母线电压是调度部门保证电力系统稳定运行的主要和日常工作。维持、控制变电站、发电厂高压母线电压恒定，特别是枢纽厂(站)高压母线电压恒定，相当于输电系统等值分割为若干段，这样每段电气距离将远小于整个输电系统的电气距离(end)

文章内容仅供参考 (投稿) (10/26/2007)