Тема: Общие сведения об энергосистемах и электроустановках

1.1 НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Электростанция представляет собой промышленное предприятие, на котором вырабатывается электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия.

Основная задача электростанций — это обеспечение электроэнергией промышленных предприятий и комму­нально-бытовых нужд населения. По особенностям техно­логического процесса преобразования энергии и видам природных источников энергии (твердое, жидкое, газооб­разное, ядерное топливо, водная и другие виды энергии) электростанции подразделяются на следующие типы:

тепловые электростанции (ТЭС), которые в свою оче­редь подразделяются на конденсационные (КЭС), тепло­фикационные (теплоэлектроцентрали — ТЭЦ) и газотур­бинные (ГТУЭС);

атомные электростанции (АЭС), которые могут быть как конденсационными, так и теплофикационными (АТЭЦ), а также атомными станциями теплоснабжения (ACT) и атомными станциями промышленного теплоснаб­жения (АСПТ);

гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);

солнечные, или так называемые гелиоэлектростанции (СЭС);

геотермальные электростанции (ГТЭС); дизельные электростанции (ДЭС); приливные электростанции (ПЭС); ветроэлектростанции (ВЭС);

Большую часть электроэнергии вырабатывают ТЭС, АЭС и ГЭС. Выбор мощности строящихся электростанций зависит от наличия и размещения на территории страны тепло- и гидроресурсов, от затрат на транспортирование топлива, а также от размещения потребителей электриче­ской и тепловой энергии.

Тепловые конденсационные электростанции сооружают обычно вблизи мест добычи топлива при возможности осу­ществления водоснабжения и вдали от непосредственных потребителей электроэнергии.

На КЭС обычно устанавливают несколько энергобло­ков (котел — турбогенератор — трансформатор) мощно­стью от 200 до 1200 МВт, выдающих электроэнергию в се­ти 220—1150 кВ энергосистемы (рис. В.З). Особенность этих агрегатов состоит в том, что они недостаточно маневренны, а именно: пуск, разворот, включение в сеть (син­хронизация) и набор нагрузки до номинальной требуют от 3 до 6 ч. Коэффициент полезного действия (КПД) КЭС находится в пределах 32—40%. КЭС обычно существенно влияют на окружающую среду (они могут значительно изменять тепловой режим источников водоснабжения и за­грязнять атмосферу).

Теплоэлектроцентрали сооружают вблизи потребителей тепловой энергии (технологического пара и горячей воды), причем работают они, как правило, на привозном топли­ве. Единичная мощность агрегатов составляет 30— 250 МВт. Теплоэлектроцентрали с агрегатами до 60 МВт включительно выполняют в тепловой части с поперечны­ми связями по пару и воде, а в электрической части — со сборными шинами 6—10 кВ; ТЭЦ с агрегатами 100— 250 МВт в электрической части выполняют по блочному типу. ТЭЦ по сравнению с КЭС работают эко­номичнее: КПД их достигает 60—70%.

Газотурбинные электростанции используют топливо в виде газа или дизельного горючего, которое подается в камеру сгорания. Туда же компрессором нагнетается сжа­тый воздух. Продукты сгорания отдают свою энергию га­зовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. Запуск установки производится разгонным дви­гателем и длится всего 1—2 мин.

Для повышения экономичности газовых турбин разра­ботаны и внедряются парогазовые установки (ПГУ), в которых топливо сжигается в топке парогенератора, отку­да пар направляется в паровую турбину, а продукты сгора­ния—в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеет два генератора, один из которых приводится во вращение газовой, а другой — паровой турбинами. Разрабо­таны ПГУ мощностью 200—250 МВт с высокими технико-экономическими показателями.

Атомные электростанции — это по существу тепловые электростанции, использующие тепловую энергию ядерных реакций. Атомные электростанции могут сооружаться в любом географическом районе страны, но обязательно при наличии источника водоснабжения.

Атомные электростанции сооружаются по блочному принципу, как в тепловой, так и в электрической части.

Их выгодно строить с энергоблоками большой мощно­сти, тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их.

В настоящее время на АЭС устанавливаются энерго­блоки мощностью 1000—1500 МВт и вся вырабатываемая электроэнергия (за исключением расходуемой на собст­венные нужды) выдается в энергосистему по линиям вы­сокого и сверхвысокого напряжения. Коэффи­циент полезного действия АЭС составляет 35—38%.

Гидроэлектростанции могут сооружаться там, где име­ются гидроресурсы (реки, водопады и т. д.). При соору­жении ГЭС обычно решается комплекс задач, а именно: выработка электроэнергии, улучшение условий судоходст­ва, орошения и т. д.

Первичными двигателями на ГЭС являются гидрогене­раторы, единичная мощность которых достигает 640 МВт. Электрическую часть ГЭС выполняют по блочной схеме с выдачей мощности в сеть высокого напряжения. Гидроагрегаты высокоманевренны: разворот, вклю­чение в сеть и набор нагрузки занимают всего 1—5 мин; КПД ГЭС составляет 85—87%.

Гидроаккумулирующие электростанции предназначены для выравнивания суточного графика нагрузки энергоси­стемы. Эти электростанции имеют два бас­сейна — верхний и нижний с определенным перепадом высот между ними. В здании ГАЭС устанавливаются так на­зываемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума на­грузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в дви­гательный режим, а турбины —в насосный. Потребляя мощность из сети, они перекачивают воду по трубопрово­ду из нижнего бассейна в верхний. В период же макси­мальных нагрузок турбина вращает генератор, который выдает мощность в энергосистему. Агрегаты ГАЭС высо­команевренны и могут быть быстро переведены из насос­ного режима в генераторный и наоборот; КПД ГАЭС со­ставляет 70—75%.

Солнечные электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных дней в го­ду. Они могут сооружаться с паровым котлом или с крем­ниевыми фотоэлементами. В нашей стране строится опыт­ная СЭС мощностью 5 МВт, а в дальнейшем будет соору­жена СЭС мощностью 50 МВт; КПД таких станций мо­жет быть доведен до 20%.

Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников. Такие элект­ростанции работают в Исландии, США, Новой Зеландии, Италии и в других странах. На Камчатке соору­жена первая ГТЭС — Паужетская, в дальнейшем такие электростанции будут построены в Дагестане, Ставро­польском крае и на Камчатке.

Дизельные электростанции в качестве первичного дви­гателя используют двигатели внутреннего сгорания, рабо­тающие на жидком топливе. Эти электростанции мобиль­ны, автономны и поэтому широко используются в трудно­доступных районах, а также для снабжения электроэнер­гией сельскохозяйственных потребителей. Кроме того, ди­зельные агрегаты используются в качестве резервных ава­рийных источников питания с.н. АЭС .

Приливные электростанции с так называемыми кап­сульными гидроагрегатами сооружаются там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. Крупные ПЭС построены во Франции — мощ­ностью 240 МВт (24X10 МВт) и в США — мощностью 1000 МВт (100x10 МВт). На Кольском полуостро­ве построена опытно-промышленная Кислогубская ПЭС.

Ветроэлектростанции небольшой мощности используют­ся в качестве источников электроэнергии в труднодоступ­ных районах, на метеорологических станциях, в сельских местностях и в других местах, где стабильно удерживает­ся ветреная погода.

1.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КЭС И ТЭЦ

1. Технологическая схема КЭС

Изучение электрической части электростанций, особен­но схем собственных нужд, тесно связано с технологиче­ским циклом производства электроэнергии, поэтому ниже рассмотрены упрощенные технологические схемы произ­водства электроэнергии на ТЭС и АЭС.

На тепловых конденсационных электростанциях хими­чески связанная энергия топлива при сжигании преобразу­ется в тепловую, которая используется для нагрева воды в котле и образования пара. Энергией водяного пара приво­дится во вращение турбина, соединенная с генератором.

Упрощенная технологическая схема КЭС на пылеугольном топливе показана на рис. 1. Нормальная работа электростанции обеспечивается четкой и бесперебойной работой всех ее механизмов. Топливное хозяйство 1 вклю­чает приемо-разгрузочные механизмы, устройства для раз­мораживания топлива, транспортеры 2, склады топлива. К пылеприготовительным устройствам 3 относятся меха­низмы дробления, магнитные аппараты для удаления случайных металлических включений, мельницы для раз­мола топлива. Подготовленное топливо мельничными вентиляторами подается в бункеры котлов, а затем пита­телями пыли 4 к горелкам котлов 5.

Воздух в топку котла через воздухоподогреватель 6 подается дутьевыми вентиляторами 7, а продукты сгора­ния отсасываются дымонасосами 8. Продукты сгорания твердого топлива — шлак и зола — удаляются механизма­ми шлакозолоудаления 9 (смывные, багерные, шламовые насосы).

Рис. 1. Технологическая схема (упрощенная) КЭС:

1 — топливное хозяйство; 2 — транспортеры топлива; 3 — пылеприготовительные устройства; 4 — питатели пыли; 5 —котел; 6 — воздухоподогреватель; 7 — дутьевые вентиляторы; 8 — дымососы; 9 — шлакозолоудаление; 10 — промежуточный пароперегреватель; 11 — часть высокого давления турбины; 12 — часть низкого давления турбины; 13 — генератор; 14 — блочный транс­форматор; 15 — трансформатор собственных нужд; 16 — конденсатор; 17 — конденсатный насос; 18 — циркуляционный насос; 19 — пруд-охладитель; 20 — водоподготовительная установка; 21 — дренажный насос; 22 — подогреватель низкого давления; 23 — деаэратор; 24 — питательный насос; 25 — по­догреватель высокого давления; 26 — экономайзер

Отработавший в турбине (части высокого давления 11 и низкого 12) пар поступает в конденсатор 16, где охлаж­дается и конденсируется благодаря подаче охлаждающей воды из пруда-охладителя 19 циркуляционными насосами 18. Конденсат откачивается конденсатным насосом 17, подогревается в подогревателе низкого давления 22, де­аэрируется в деаэраторе 23 и питательным насосом 24 че­рез подогреватель высокого давления 25 и экономайзер 26 подается в котел.

Генераторы 13 КЭС соединяются в блоки с повышаю­щими трансформаторами 14, которые передают энергию в распределительное устройство высокого напряжения (РУ ВН) и далее по линиям потребителям. Для электроснаб­жения многочисленных приводов механизмов собственных нужд электростанции используются трансформаторы с. н. 15, присоединенные отпайкой к генератору энергоблока.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ТЭЦ

На ТЭЦ вырабатывается не только электрическая, но и тепловая энергия. Для нужд промышленных предприя­тий используется пар, частично отработавший в турбине, а для отопления и горячего водоснабжения устанавлива­ются специальные подогреватели.

На рис. 2 показана только часть технологической схе­мы, которая отличается от схемы на рис. 1. Все механиз­мы, обслуживающие технологическую схему ТЭЦ, анало­гичны рассмотренным выше в схеме КЭС, Дополнитель­ным механизмом с. н. является сетевой насос 30.

Особенность электрической части ТЭЦ определяется расположением ее вблизи промышленных предприятий. В этих условиях часть электрической энергии выдается в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении, для чего на ТЭЦ обычно со­оружается ГРУ. Избыток мощ­ности выдается в сеть высоко­го напряжения.

Рис. 2. Особенности технологиче­ской схемы ТЭЦ:

5,12, 13, 16, 23 —то же, что на рис. 1;27— отбор пара на производство;28 —горячая вода в теплофикационную сеть;29— подогреватели сетевой воды;30— се­тевой насос

1.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ АЭС, ГЭС

Технологическая схема АЭС

АЭС— это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Один из основных элементов АЭС — реактор. Во многих странах мира используют в основном ядерные реакции расщепления ура­на U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в ре­акторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и тепло­носителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя — графит. Оба эти реактора нашли широкое применение на АЭС .

Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариан­тах. На рис. 1. в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу, как в тепло­механической, так и в электрической части.

Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресур­сами.

АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР:

1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбина; 4 — гене­ратор; 5 — трансформатор; 6 — конденсатор турби­ны; 7 — конденсатный (питательный) насос; 8 — главный циркуляционный насос

Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнер­гии, а также и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС приведена на рис. 2. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Рu-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или во­дяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносите­лем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.

В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600.

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка гради­рен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.

Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надеж­ности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН:

а — принцип выполнения активной зоны реактора; б — технологическая схема: 1 —7 —ана­логичны указанным на рис. 1.; 8 — теплообменник натриевых контуров; 9 — насос нера­диоактивного натрия; 10 — насос радиоактивного натрия

Технологическая схема ГЭС

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.).

На территории России построены такие мощные гидроэлектростанций, как Красноярская ГЭС (6 млн. кВт), Братская ГЭС (4,5 млн. кВт), Саяно-Шушенская ГЭС (6,4 млн. кВт), Усть-Илимская ГЭС (4,32 млн. кВт) и др.

Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развивае­мая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q, т. е.

P = HQ.

Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.

На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рис. 3). Вод­ное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже пло­тины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.

Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.

В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электро­станции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные соору­жения и др.

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема ГЭС

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений; К ним относятся сооружения, напра­вляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в ос­новном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатывае­мая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (110 —500 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление элек­троэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз мень­ше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механиз­мов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судо­ходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами.

Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85 - 90%.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость элек­троэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

1.4 Энергосистемы и графики электрических нагрузок

С целью повышения надежности электроснабжения потребителей и получения определенного народнохозяйственного эффекта электростанции объединяются на параллельную работу в энергосистемы.

Энергосистемой называется совокупность электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима в процессе производства, преобра­зования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом, осуществляемом диспетчером энергосистемы.

Объединение изолированных электростанций на параллельную работу и создание энергосистем дает ряд технических и экономических преимуществ:

1) позволяет увеличить темпы развития энергетики и осуществить это развитие наиболее экономично за счет преобладающего ввода мощности на крупных ТЭС и АЭС;

2) улучшает условия электроснабжения потребителей, резко повышая надежность электроснабжения, в связи с чем улучшаются в экономические показатели самих электростанций;

3) позволяет распределять нагрузки между КЭС, ТЭЦ, АЭС в ГЭС так, что достигается наиболее экономичная выработка электроэнергии в целом по энергосистеме при наилуч­шем использовании энергетических ресурсов;

4) улучшает качество электроэнергии, так как имеются лучшие условия для регулирования частоты и напряжения;

5) позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме;

6) позволяет рационально территориально разместить электростанции и на этой основе освоить новые районы страны.

При объединении нескольких энергосистем в одну объединенную энергосистему указанные преимущества проявляются в еще большей степени.

В РБ, как и во многих странах, для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение его объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменно­го тока и постоянного тока, а также возможностью применения наиболее надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.

Номинальным напряжением электрических сетей, приемников электрической энергии, генераторов и трансформаторов называется то напряжение, при котором они предназначены, длительно работать. Установлена следующая шкала номинальных напряжений трехфазного переменного тока электрических сетей и приемников электроэнергии: 220, 380, 660 В; 3, 6, 110, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

Номинальные напряжения генераторов приняты с учетом потерь напряжения при передаче электроэнергии на 5% выше номинальных напряжений соответствующих сетей.

Для питания электроосвещения и бытовых приборов применяют четырехпроводные сети 380/220 и реже 220/127 В (три фазных и один нулевой провод). Для пи­тания электродвигателей небольшой мощности применяется напряжение 380 В. Двигатели мощностью 200 кВт и выше питаются напряжением 6—10 кВ.

Потребители (приемники) электроэнергии различают по назначению, режиму работы, ответственности и другим признакам.

Различают следующие основные виды потребителей электроэнергии: промышленные предприятия, строительство, железнодорожный электрифицированный транспорт, коммунально-бытовые потребители городов и рабочих поселков, сельское хозяйство.

Приемниками электроэнергии являются асинхронные и синхронные электродвигатели, электропечи и электротермические установки (мощностью до 45 MB∙А), электролизные и сварочные установки, осветительные и бытовые приборы, установки для кондиционирования воздуха, холодильные установки, радио- и телеустановки и др.

Качество электроэнергии, как известно, характеризуется соответствием напряжения на выводах электроприемника и частоты в энергосистеме нормированным значениям.

1. Отклонение напряжения от номинального значения.

2. Колебания напряжения. Для приемников с ударной нагрузкой допускаются колебания напряжения до 1,5%, для остальных приемников электроэнергии колебания напряжения не нормируются.

3. Отклонение частоты (за 10 мин). В нормальном режиме допускается отклонение частоты в пределах ±0,1 Гц, или 0,2%.

Графики электрических нагрузок

Основная особенность работы электростанций состоит в том, что в каждый момент времени вырабатывается та­кое количество электроэнергии, какое в данный момент времени требуется потребителю, т. е. процессы производства и потребления электроэнергии совпадают во времени, поскольку практически отсутствуют возможности накопления (аккумулирования) электроэнергии на электростанциях в процессе производства.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняются. Промышленная и коммунально-бытовая нагрузки различаются как по величине, так и по характеру применения их в течение суток и года. Эти изменения электрической нагрузки отдельных потребителей и энергосистемы в целом принято изображать графически, т. е. диаграммой изменения электрической мощности во времени. Графики электрической нагрузки различают: по продолжительности— суточные и годовые; по объекту, к которому они относятся: отдельных потребителей, суммарные — подстанции, электростанции, энергосистемы.

Обычно в покрытии годового графика нагрузки энер­госистемы участвуют электростанции разных типов и эко­номичности. Суммарную нагрузку энергосистемы распределяют по отдельным электростанциям так, чтобы обеспечить наиболее надежную и экономичную работу энергосистемы в целом, т. е. чтобы стоимость выработанной в энергосистеме электроэнергии была минимальной. Для этого наиболее экономичные электростанции должны работать в базовой части графика нагрузки , а менее эко­номичные электростанции с большими издержками на топливо — в полупиковой и пиковой частях графика, т. е. работать меньшее число часов в году.

Рис. 1. Примерное распределение нагрузки между различными типами электростанций в энергосистеме для рабочего дня

Самую верхнюю часть графика нагрузки обычно покрывают ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых могут быстро запускаться (останавли­ваться) и набирать (снижать) нагрузку. К базовым элек­тростанциям кроме мощных КЭС относятся также ТЭЦ, имеющие вынужденный график нагрузки (из-за выработки тепловой энергии). При наличии большого объема водохранилищ, рассчитанного на многолетнее регулирование, ГЭС могут работать как в базовом, так и в пиковом режимах. В ба­зовой части графика нагрузки работают также АЭС, себе­стоимость производства электроэнергии на которых ниже, чем на ТЭС.

Годовой график нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в со­ответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания отР_тахдоР_тin.

Построение годового графика продолжительности нагрузок произво­дится на основании известных суточных графиков.

Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в спра­вочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т. п.

Составлением графиков нагрузки каждой электростан­ции занимаются службы режимов центрального диспет­черского управления.

Диспетчерские управления и службы осуществляют уп­равление энергосистемами с диспетчерских пунктов, обо­рудованных новейшими средствами управления: диспет­черскими щитами, устройствами телемеханики, вычисли­тельной техникой и автоматикой.

1.5 РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛЕЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ

Общие сведения о нейтралях электроустановок

Нейтралями электроустановок называют общие точки об­мотки генераторов или трансформаторов, соединенные в звезду.

Вид связи нейтралей машин и трансформаторов с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы ихограни­чения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы

релейной защиты и безопасности в электрических сетях, электромагнитное влияние на линии связи и т. д.

В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:

1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;

2) сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями;

3) сети с эффективно-заземленными нейтралями; 4) сети с глухозаземленными нейтралями.

К первой и второй группам относятся сети напряжением 3 — 35 кВ, нейтрали трансформаторов или генераторов которых изолированы от земли или заземлены через заземляющие реакторы.

Сети с эффективно-заземленными нейтралями применяют на напряжение выше 1 кВ. В них коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4. Коэффициентом замыкания на землю называют отношение разности по­тенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю поврежденной фазы к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания. К эффективно-заземленным сетям относят сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали ко­торых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление. К этой группе относятся сети напряжением 110 кВ и выше.

К четвертой группе относятся сети напряжением 220, 380 и 660 В.

Режим работы нейтрали определяет ток замыкания на землю. Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном это сети с не­заземленными и резонансно-заземленными нейтралями). Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с эффективно-заземленными нейтралями).

Трехфазные сети с изолированными нейтралями

В сетях с незаземленными нейтралями токи при однофазном замыка­нии на землю протекают через распределенные емкости фаз, которые для упрощения анализа процесса условно заменяют емкостями, сосредото­ченными в середине линий (рис. 1). Междуфазные емкости при этом нерассматриваются, так как при однофазных повреждениях их влияние на токи в земле не сказывается.

В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно зем­ли(U_A,Uв,Uс)симметричны и равны фазному напряжению, а емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли I_COA,I_COB,I_COCтакже симмет­ричны и равны между собой (рис. 1,а). Емкостный ток фазы

I_со=U_фωС, (1.1)

гдеС—емкость фазы относительно земли.

Рис. 1. Трехфазная сеть с не­заземленной нейтралью:

Геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. Емкостный ток нормального режима в одной фазе в современных сетях с незаземленной нейтралью, как правило, не превышает нескольких ампер и практически не влияет на загрузку генераторов. В случае металлического замыкания на землю в одной точке напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают враз и становятся равными междуфазному напряжению.

В случае замыкания на землю через переходное сопротивление напря­жение поврежденной фазы относительно земли будет больше нуля, но меньше фазного, а неповрежденных фаз — больше фазного, но меньше ли­нейного. Меньше будет и ток замыкания на землю.

При однофазных замыканиях на землю в сетях с незаземленной нейтралью треугольник линейных напряжений не искажается, поэтому потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают рабо­тать нормально.

Вследствие того что при замыкании на землю напряжение неповреж­денных фаз относительно земли увеличивается враз по сравнению с нормальным значением, изоляция в сетях с незаземленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряже­нием 35 кВ и ниже, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной на­дежностью питания потребителей, если учесть, что однофазные замыкания на землю составляют в среднем до 65% всех нарушений изоляции.

Отыскание места замыкания на землю после получения сигнала должно начинаться немедленно, и повреж­дение должно устраняться в кратчай­ший срок.Допустимая длительность работысзаземленной фазой определяется Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и в большинстве случаев не должна превышать 2ч.

В сетях 3—20 кВ, имеющих линии на железобетонных и металлических опорах, допускаетсяI_Сне более 10 А. В блочных схемах генератор -трансформатор на генераторном напряжении емкостный ток не должен превышать 5 А.

Работа сети с незаземленной (изолированной) нейтралью применяется и при напряжении до 1 кВ. При этом основные свойства сетей с незазем­ленной нейтралью сохраняются и при этом напряжении. Кроме того, эти сети обеспечивают высокий уровень электробезопасности и их следует применять для передвижных установок, торфяных разработок и шахт. Для защиты от опасности, возникающей при пробое изоляции между обмотка­ми высшего и низшего напряжений, в нейтрали или фазе каждого транс­форматора устанавливается пробивной предохранитель.

Трехфазные сети с резонансно-заземленными нейтралями

В сетях 3 — 35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения указанных выше норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие реакторы.

В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен ну­лю. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным токомI_Стакже индуктивный ток реактораI_L.(рис. 3). Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180°, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг дру­га. ЕслиI_c=I_L(резонанс), то через место замыкания на землю ток проте­кать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

Рис. 3. Трехфазная сеть с резонансно-заземленной нейтралью

В сетях с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью, так же как и в сетях с незаземленными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой до тех пор, пока не представится воз­можность произвести необходимые переключения для отделения повреж­денного участка. При этом следует учитывать также допустимое время продолжительной работы реактора 6 ч.

Наличие дугогасящих реакторов особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается. В сетях с нейтралями, заземленными через дугогасящий реактор, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются враз, т. е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземленными (изолированными) нейт­ралями.

Трехфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями

В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется эффек­тивное заземление нейтралей, при котором во время однофазных замыка­ний напряжение на неповрежденных фазах относительно земли равно при­мерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали.

Однако рассматриваемый режим нейтрали имеет и ряд недостатков. Так, при замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к ко­торому приложена ЭДС фазы (рис. 6). Возникает режим КЗ, сопровож­дающийся протеканием больших токов. Во избежание повреждения обору­дования длительное протекание больших токов недопустимо, поэтому КЗ быстро отключаются релейной защитой. Правда, значительная часть одно­фазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся, т. е. исчезающим после снятия напряже­ния. В таких случаях эффективны, устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после работы устройств релейной за­щиты, восстанавливают питание потребителей за минимальное время.

Второй недостаток — значительное удорожание выполняемого в рас­пределительных устройствах контура заземления, который должен отвести на землю большие токи КЗ и поэтому представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.

Рис.6. Трехфазная сеть с эффективно – заземленной нейтралью

Третий недостаток — значи­тельный ток однофазного КЗ, кото­рый при большом количестве за­земленных нейтралей трансформа­торов, а также в сетях с авто­трансформаторами может превы­шать токи трехфазного КЗ. Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют, если это возможно и эффективно, частичное разземление нейтралей (в основном в сетях 110—220кВ). Возможно при­менение для тех же целей токоограничивающих сопротивле­ний, включаемых в нейтрали трансформаторов.

Сети с глухозаземленными нейтралями

Такие сети применяются на напряжение до 1 кВ для одновременного витания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на фазные на­пряжения (рис. 7). В них нейтраль трансформатора или генератора присоединяется к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформатор тока). Для фиксации фазного напряжения при наличии однофазных нагрузок применяют нулевой проводник, связанный с нейтралью трансформатора (генератора). Этот проводник служит для выполнения также и функции зануления, т. е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок, нор­мально не находящиеся под напряжением. При наличии зануления пробой изоляции на корпус вызовет однофазное КЗ и срабатывание защиты с от­ключением установки от сети. При отсутствии зануления корпуса повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе. Целость нулевого проводника нужно контролировать, так как его случайный разрыв может вызвать перекос напря­жений по фазам (снижение его на загруженных фазах и повышение на незагруженных). Может быть принято при необходимости раздельное выполнение нулевого защитного и нулевого рабочего проводников.

Рис.7. Трехфазная сеть с глухозаземленной нейтралью