Что такое блок генератор трансформатор
Б) Схемы блоков генератор-трансформатор и генератор-трансформатор-линия
Как было показано в § 5-1, схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор-трансформатор (рис. 5-18).
В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 5-18, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем B1 со стороны повышенного напряжения. Такой блок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются на современных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически исключая междуфазные к. з. в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором, а также на ответвлении к трансформатору с. н. не предусматривается. Отсутствие выключателя на ответвлении к с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в трансформаторе с. н. (отключаются B1, выключатели со стороны 6 кВ трансформатора с. н. и АГП генератора).
При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более 5.
В некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330—750 кВ применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1(рис. 5-18, в). Выключатели В2, ВЗ необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.
В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 5-18, д). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В(или выключателем нагрузки ВН), при атом не затрагивается схема па стороне ВН, чти особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор-трансформатор-линия (ГТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.
На рис. 5-19 показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шип, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В2, В4 и т. д.
В нормальном режиме все выключатели включены, шунтирующие разъединители ШР отключены.
10-10. Особенности защиты блоков генератор — трансформатор
а) Схемы электрических соединений блоков
Наиболее часто по схеме блока генератор — трансформатор или генератор — автотрансформатор включаются мощные турбо- и гидрогенераторы.
Для защиты генератора и трансформатора (автотрансформатора) в схемах блоков применяются те же самые защиты, что и в рассмотренных выше схемах защит генераторов, подключенных к шинам генераторного напряжения, и трансформаторов (автотрансформаторов). Используемые при этом защиты имеют некоторые особенности, рассмотренные ниже.
На рис. 10-21 приведено несколько схем электрических соединений блоков, применяющихся на современных крупных электростанциях. Схемы на рис. 10-21, а — в отличаются схемой электрических соединений на стороне высшего напряжения и подключением трансформатора собственного расхода. В схеме на рис. 10-21, г генератор работает в блоке с автотрансформатором, подключенным к шинам высшего и среднего напряжения. На рис. 10-21, д два генератора работают в блоке с трансформатором, имеющим расщепленные обмотки, а в схеме на рис. 10-21, е два генератора, работающие в блоке с трансформаторами, подключены через общий выключатель на стороне высшего напряжения.
б) Продольная дифференциальная защита
На рис. 10-22 показано несколько схем выполнения дифференциальных защит блока генератор — трансформатор. Наиболее проста схема на рис. 10-22, а, которая применяется на блоках турбогенератор — трансформатор мощностью меньше 100 МВт. В этой схеме общая дифференциальная защита подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых выводов генератора и со стороны высшего напряжения трансформатора. Токовые цепи защиты не подключаются к трансформаторам тока, установленным на отпайке к трансформатору собственного расхода, поскольку защита отстроена током срабатывания от коротких замыканий за трансформатором. В зону действия защиты входят обмотки генератора, трансформатора, а также трансформатор собственного расхода. Дифференциальная защита в этом случае, как правило, выполняется с реле типа РНТ. Исключение составляет схема на рис. 10-21, б, когда трансформатор блока на стороне высшего напряжения подключается через два выключателя. При этом вследствие прохождения больших токов небаланса в реле при внешнем коротком замыкании за одним из выключателей высшего напряжения защиту обычно приходится выполнять с реле типа ДЗТ, имеющими тормозные обмотки.
В схеме на рис. 10-22, б показана также общая дифференциальная защита блока, токовые цепи которой подключены к трансформаторам тока выключателя трансформатора собственного расхода. Защита выполняется с реле РНТ или ДЗТ. Зона действия ограничивается трансформаторами тока, установленными па отпайке.
В схеме на рис. 10-22, в установлены две дифференциальные защиты, одна из которых защищает весь блок, а вторая только генератор. Отдельная продольная дифференциальная защита устанавливается на генераторах блоков в следующих случаях: на турбогенераторах мощностью 100 МВт и более; на турбогенераторах мощностью меньше 100 МВт, если ток срабатывания общей дифференциальной защиты блока превышает 1,5 Iном на гидрогенераторах, для того чтобы выполнить защиту генератора с током срабатывания меньше номинального, а также для того, чтобы обеспечить автоматическое включение установки пожаротушения только при повреждениях в обмотке статора генератора.
На блоках турбогенератор — трансформатор мощностью 200—300 МВт с генераторами типа ТВВ применяется схема защиты, приведенная на рис. 10-22г. В этой схеме предусмот- рены две отдельные дифференциальные защиты для генератора и трансформатора. Такое решение объясняется тем, что в нулевых выводах этих генераторов установлена только одна группа трансформаторов тока с двумя обмотками, к которым подключаются токовые цепи продольной дифференциальной и резервной защит генератора. Поскольку свободной обмотки для дифференциальной защиты трансформатора не имеется, она подключена к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора.
Индивидуальные дифференциальные защиты генераторов и трансформаторов (автотрансформаторов) применяются также при схемах электрических соединений, показанных на рис. 10-21, г—е, т.е. во всех случаях, когда генераторы подключены через свой выключатель.
в) Токовые защиты от внешних коротких замыканий и перегрузок
Защита блоков генератор — двухобмоточный трансформатор от внешних междуфазных коротких замыканий осуществляется общей токовой защитой, которая подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых выводов генератора. Для этой цели используется токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при трехфазных коротких замыканиях.
Защита от трехфазных коротких замыканий выполняется на блоках с двумя выдержками времени: с первой подается импульс на отключение выключателя со стороны высшего напряжения трансформатора, а со второй — на выходное реле защиты блока, отключающее выключатель блока, АГП генератора и выключателя трансформатора собственного расхода.
Защита от внешних несимметричных коротких замыканий и от перегрузки токами обратной последовательности осуществляется с помощью двух реле типа РТФ-2 и одного реле напряжения нулевой последовательности, подключенного к вторичной обмотке трансформатора напряжения, установленного на выводах генератора. С помощью этих реле обеспечивается четырехступенчатая токовая защита обратной последовательности (рис. 10-23).
Первая ступень защиты, предназначенная для отключения коротких замыканий на выводах генератора, осуществляется с помощью реле Т3 и реле напряжения нулевой последовательности Н0. Реле напряжения нулевой последовательности срабатывает при двухфазных коротких замыканиях на землю на выводах генераторного напряжения, разрешая защите действовать на отключение блока. При коротком замыкании на стороне высшего напряжения блока напряжение нулевой последовательности на стороне генераторного напряжения не появляется, и первая ступень защиты не действует.
Благодаря такому выполнению схемы выдержка времени первой ступени не отстраивается от резервных защит линий, подключенных к шинам высшего напряжения, и может быть принята небольшой, что необходимо для предотвращения повреждения генератора токами обратной последовательности.
Вторая ступень защиты, предназначенная действовать при несимметричных коротких замыканиях на выводах высшего напряжения блока, выполняется с помощью того же самого реле тока обратной последовательности, что и первая ступень, но без контроля напряжения нулевой последовательности. Эта ступень также действует на полное отключение блока.
Третья и четвертая ступени защиты предназначены для отключения блока при удаленных несимметричных коротких замыканиях в сети высшего напряжения и при несимметричных режимах, представляющих опасность для генератора. Третья ступень осуществляется с помощью токового реле Т4 и реле времени В4, а четвертая ступень соответственно T1 и В1.
Третья и четвертая ступени защиты имеют по две выдержки времени, так же как и защита от симметричных коротких замыканий. С первой выдержкой времени каждая ступень действует на отключение выключателя стороны высшего напряжения, а со второй — на полное отключение и останов блока.
Токовое реле обратной последовательности Т2 действует на сигнал при прохождении небольших токов обратной последовательности. Уставки токовых защит обратной последовательности блоков, действующих на отключение, приведены в табл. 10-6.
На реле напряжения нулевой последовательности выполняется уставка срабатывания 40 В вторичных.
Токовая защита обратной последовательности, действующая на сигнал, имеет уставку срабатывания 0,05—0,06 Iном и выдержку времени 20 с.
Поскольку ступенчатая токовая защита не обеспечивает отключения турбогенератора при прохождении тока обратной последовательности в точном соответствии с характеристикой допустимой перегрузки генераторов, разработано реле с зависимой характеристикой типа РТФ-6, опыт эксплуатации которого пока недостаточен.
Для повышения чувствительности резервных защит к внешним однофазным коротким замыканиям применяется специальная токовая защита нулевой последовательности, которая подключается обычно к трансформатору тока, установленному в цепи заземления нулевой точки трансформатора.
На блоках, трансформаторы которых постоянно работают с глухим заземлением нейтрали, защита выполняется с одним токовым реле, которое с первой выдержкой времени действует на отключение выключателя стороны высшего напряжения, а со второй — на полное отключение и останов блока. Ток срабатывания этой защиты согласуется с защитами линий, отходящих от шин высшего напряжения. Кроме того, предусматривается ускорение защиты от замыканий на земле блока до 0,5—1 с по следующим соображениям.
В практике эксплуатации неоднократно отмечались случаи отказа одной или двух фаз выключателя высшего напряжения при ручных операциях по включению или отключению этих выключателей. Возникающий при этом несимметричный режим (отключена одна или две фазы на стороне высшего напряжения) сопровождается прохождением значительных токов обратной последовательности, что может привести к повреждению генератора.
Поскольку в рассматриваемом случае выключатель блока неисправен, отделение блока от сети должно производиться выключателями других присоединений, подключенных к той же системе шин высшего напряжения, что и блок с неисправным выключателем. Это осуществляется с помощью специального устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). Пуск же УРОВ в рассматриваемом случае будет производиться защитой от замыканий на земле неисправного блока, которая сработает от токов нулевой последовательности, проходящих в неполнофазном режиме.
Для того чтобы ускорить отключение неисправного блока, не допустить отключения других блоков и линий, предусматривается ускорение токовой защиты нулевой последовательности, которое осуществляется с помощью реле «непереключения фаз», срабатывающего, если одна или две фазы выключателя из трех остаются включенными.
С целью уменьшения токов коротких замыканий на землю на шинах станций 110—220 кВ нейтрали части трансформаторов разземляются. При этом токовая защита нулевой последовательности усложняется, так как на нее возлагается дополнительная задача предотвратить повреждение трансформаторов, работающих с незаземлен-ной нейтралью при отключении внешнего однофазного короткого замыкания. Для этого предусматривается специальная защита нулевой последовательности, обеспечивающая отключение блока с незаземленной нейтралью раньше, чем блоков с заземленной нейтралью.
На блоках с воздушными выключателями на стороне высшего напряжения, трансформаторы которых нормально работают с изолированной нейтралью, для предотвращения их повреждения в неполнофазном режиме не допускается проведение операций с выключателем высшего напряжения, когда нулевая точка изолирована. Поэтому в схеме предусматривается автоматическое включение короткозамыка-теля, установленного в нуле трансформатора, при любой операции включения или отключения воздушного выключателя со стороны высшего напряжения блока.
На блоках генератор — двухобмоточный трансформатор устанавливается только одна защита от перегрузки. На блоках генератор — трехобмоточный трансформатор или автотрансформатор устанавливаются две или три защиты от перегрузки. На этих блоках устанавливаются также дополнительные токовые защиты для того, чтобы обеспечить селективное отключение выключателей при внешнем коротком замыкании на стороне высшего или среднего напряжения трансформатора (автотрансформатора).
г) Защита от замыканий на землю с реле максимального напряжения
Для защиты от однофазных замыканий на землю в статоре генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, применяется реле максимального напряжения, которое вклю-чается на обмотку трансформатора напряжения, соединенную в разомкнутый треугольник (рис. 10-24).
Реле напряжения срабатывает при появлении замыкания на землю в любой точке генераторного напряжения и действует на сигнал с выдержкой времени 0,5 с. Напряжение срабатывания реле напряжения обычно устанавливается 10—15 В для отстройки от напряжения небаланса. В случае, если емкостный ток генератора, работающего в блоке с тран-сформатором, превышает 5 А, целесообразно установить в нулевой точке генератора дугогасящую катушку, компенсирующую емкостный ток до величины меньше 5 А, и защиту включить с действием на сигнал.
На блоках мощностью 150 МВт и больше, генераторы которых не имеют поперечной дифференциальной защиты от витковых замыканий, допускается для повышения надежности включать защиту максимального напряжения нулевой последовательности на отключение даже при токе замыкания на землю меньше 5 А. В этом случае выдержка времени рассматриваемой защиты должна на ступень селективности превышать выдержки времени защит от замыканий на землю, установленных на стороне высшего и среднего напряжения.
Содержание материала
5-3. СХЕМЫ СТАНЦИЙ, ОТДАЮЩИХ ВСЮ ЭНЕРГИЮ НА ПОВЫШЕННОМ НАПРЯЖЕНИИ (ГРЭС, АЭС)
а) Схемы блоков
Рис. 5-10. Схемы блоков генератор—трансформатор.
Районные электрические станции (ГРЭС) и атомные электростанции (АЭС), как правило, расположены вдали от промышленных потребителей, поэтому электроэнергия передается по линиям высокого напряжения 110—750 кВ. В схемах ГРЭС и АЭС отсутствуют сборные шины генераторного напряжения, а сами генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами.
Применение блоков генератор—трансформатор позволяет значительно уменьшить количество аппаратуры генераторного напряжения; упростить конструктивное выполнение электростанции благодаря отсутствию РУ генераторного напряжения; уменьшить токи к. з., так как параллельная работа генераторов осуществляется только на высоком напряжении.
На современных ГРЭС и АЭС применяются мощные блоки 200, 300, 500, 800 МВт, схемы которых показаны на рис. 5-10.
В блоке с двухобмоточным трансформатором (рис. 5-10, а, б) выключатель между трансформатором и генератором обычно не предусматривается. Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В1 со стороны повышенного напряжения.
В цепи трансформатора собственных нужд предусматривается выключатель В2 в том случае, когда связь между генератором и трансформатором осуществляется с помощью открытого токопровода. При наличии закрытых комплектных токопроводов с разделенными фазами как между генераторами и трансформаторами, так и в цепи трансформатора собственных нужд вплоть до выключателя на стороне низшего напряжения присоединение ответвления производится без какой-либо коммутационной аппаратуры с осуществлением лишь разъемной вставки в шинопроводе. В этом случае в цепи генератора также отсутствует коммутационная аппаратура, отсоединение генератора на момент его испытаний осуществляется с помощью разъемной вставки в шинопроводе (рис. 5-10,б). Отсутствие выключателя в цепи трансформатора с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в трансформаторе с. н. Однако с учетом высокой надежности работы трансформаторов и наличия необходимого резерва мощности в энергосистеме схема на рис. 5-10, б принята как типовая для блоков 160 МВт и более.
Схема блока генератора с автотрансформатором (рис. 5-10, в) применяется при наличии двух повышенных напряжений на ГРЭС. Автотрансформатор в блоке служит для передачи мощности на шины повышенного напряжения и для связи шин двух напряжений. При повреждении в генераторе отключается выключатель В3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах 110—220 кВ отключается В2, блок работает на шины 500—750 кВ, при отключении В1 блок также остается в работе. Разъединители между выключателями Bl, В2, ВЗ и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансформатора.
В, некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ 330—750 кВ допускается объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1 (рис. 5-10,а).
Во всех случаях объединения блоков между генераторами и трансформаторами устанавливаются выключатели В2, В3 (рис. 5-10,г). Они необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.
Объединенные блоки находят применение на АЭС, где на один атомный реактор предусматривается установка двух турбогенераторов: с реактором 400 МВт устанавливаются два турбогенератора по 200 МВт, с реактором 1000 МВт — два турбогенератора по 500 МВт. В этом случае турбогенераторы объединены по технологической части и вполне целесообразно объединить их по электрической части.
Применение укрупненных блоков допустимо в мощных энергосистемах, имеющих достаточный резерв и пропускную способность межсистемных связей, а также в случае компоновочных затруднений (ограниченная площадь для сооружения РУ 500— 750 кВ).
б) Требования к схемам на повышенном напряжении
Требования к схемам ГРЭС и АЭС на повышенном напряжении более жесткие, чем к схемам ТЭЦ, так как отключение блоков 200—1000 МВт, линий 220—750 кВ может привести к значительному недоотпуску электроэнергии, что вызовет большой народнохозяйственный ущерб.
При выборе схем на повышенном напряжении необходимо учитывать возможность совпадения ремонта выключателя на одном присоединении при аварии на другом, потому что средняя продолжительность ремонта выключателей 220 кВ — 10 дней, 500 кВ — 20 дней. При большом количестве выключателей в РУ необходимо также учесть возможность совпадения ремонта одного и отказа в работе другого выключателя.
Схема ГРЭС должна обеспечить такую гибкость и надежность, чтобы при любых авариях происходило отключение не более двух блоков. Все переключения в аварийных режимах желательно производить с помощью выключателей так, чтобы за время не более 15 мин восстановить работу блока. Это требование вытекает из-за сложности удержания блока в работе в режиме холостого хода; если сброс нагрузки длится более 15 мин, то интервал между моментом остановки и повторным пуском составит несколько часов (для мощных блоков с прямоточными котлоагрегатами).
Схемы на повышенном напряжении должны обеспечивать возможность ремонта любого выключателя без отключения энергоблоков, линий электропередачи, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд и без разрыва транзита.
в) Двойная система шин с обходной системой
Широкое применение на действующих электростанциях получила схема с двумя основными и третьей обходной системами шин (см. рис. 5-8), но в отличие от рассмотренной выше при наличии крупных агрегатов более 160 МВт устанавливаются отдельные шиносоединительный и обходной выключатели, что позволяет применить фиксированное присоединение к сборным шинам при любом числе линий и блоков. Наряду с достоинствами, рассмотренными в § 5-2, схема обладает рядом существенных недостатков:
Рис. 5-11. Схема ГРЭС и АЭС с двумя секционированными рабочими и обходной системой шин на высоком напряжении.
Рост мощности агрегатов до 500—800 МВт и станций в целом до 3—4 млн. кВт делает недопустимым для энергосистемы потерю половины или всей мощности ГРЭС. Некоторого увеличения гибкости схемы с двойной системой шин можно достичь секционированием шин. На рис. 5-11 изображена принципиальная схема ГРЭС на стороне повышенного напряжения с применением двойной секционированной системы шин. В этой схеме при совпадении аварии на одном и ревизии на другом присоединении возможно одновременное отключение не более двух блоков, однако в схеме появляются две дополнительные ячейки секционных выключателей. Для распределительного устройства 110—220 кВ дополнительные затраты могут быть оправданы увеличением гибкости и надежности схемы, если количество присоединений более 12.
г) Схема с «полутора выключателями» на цепь
Для РУ мощных ГРЭС и АЭС с блоками 300—1000 МВт целесообразной является схема с двумя системами шин с тремя выключателями на две цепи (схема с «полутора выключателями» на цепь). Как видно из рис. 5-12, на восемь присоединений необходимы 12 выключателей, т. е. на каждое присоединение 1,5 выключателя (отсюда происходит название схемы).
Рис. 5-12. Схема с полутора выключателями иа цепь.
В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя производят его отключение и отсоединяют от частей, оставшихся под напряжением, двумя разъединителями, установленными по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию минимальное, разъединители служат только для ремонта выключателей, никаких оперативных переключений ими не производят. При ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является высокая ее надежность, так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. При к. з. на первой системе шин отключаются шинные выключатели В3, В6, В9, В12, шины остаются без напряжения, но все блоки и линии сохраняются в работе. При равенстве числа блоков и линий питание всех цепей сохраняется при отключении обеих систем шин, нарушается лишь параллельная работа блоков на стороне повышенного напряжения, станция переходит на блочную схему генератор — трансформатор — линия с выключателями В2, В5, В8, В11 между трансформаторами и линиями.
Схема с полутора выключателями на цепь позволяет в рабочем режиме без всяких переключений производить опробование выключателей, что уменьшает вероятность отказа работы выключателя, а следовательно, увеличивает надежность работы. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи работают через оставшуюся под напряжением систему шин.
Для увеличения надежности схемы одноименные элементы присоединяются к разным системам шин: блоки Б1, Б3 — к первой системе шин, а блоки. Б2, Б4 — ко второй системе шин, линии Л1, Л3 — ко второй системе, а линии Л2, Л4 — к первой. При таком сочетании в случае аварии в любом- элементе и на сборных шинах при одновременном отказе в действии одного из выключателей и ремонте выключателя другого присоединения отключается не более одной линии и одного блока.
Так, при к. з. в линии Л1 и одновременном отказе выключателя В1 и ремонте В5 отключаются выключатели В2, В4, В7, В10, в результате чего кроме линий Л1 обесточенным оказывается блок Б2. Однако одновременного аварийного отключения двух линий или двух блоков в рассмотренной схеме не происходит.
Равномерное распределение одноименных элементов по сборным шинам приводит к некоторому увеличению количества ячеек, распределительного устройства, а следовательно, к увеличению его стоимости.
Недостатками рассмотренной схемы являются:
1. Отключение к. з. в линии двумя выключателями, что приводит к необходимости более частой ревизии выключателей.
2. Удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений (одна из цепей должна присоединяться через два выключателя).
3. Снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу блоков. В данном случае к одной из цепочек из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента (две линии или два блока), поэтому становится возможным аварийное отключение одновременно двух линий или двух блоков.
Схемы с полутора выключателями на цепь находят применение в РУ 500 кВ и 330 кВ с мощными блоками 300— 1000 МВт.
На повышенном напряжении ГРЭС могут применяться и другие схемы: две системы шин с двумя выключателями на цепь, одна система шин с обходной и др. Выбор той или иной схемы зависит от конкретных условий.
В заключение следует отметить, что, как правило, на мощных ГРЭС имеются два или три РУ повышенных напряжений. Между собой они связываются через автотрансформаторы. Пример схемы мощной ГРЭС приведен на рис. 5-13. На схеме показано рабочее и резервное питание собственных нужд.
Вопросы для повторения