ИЭ / 6 сем (станции+реле) / Наиважнейшие методические пособия / Учебное пособие_Электрическая часть станций и подстанций_2019

В таблице 1.2 приведена структура установленной мощности электростанций, показывающая долевое распределение суммарной установленной мощности электростанций в зависимости от типа по объединенным энергосистемам.

Таблица 1.2 Распределение установленной мощности электростанций на 1 января 2018 г

Структура установленной мощности электростанций зависит от уровней потребления электроэнергии и обеспеченности энергоресурсами (природным газом, углем, водными ресурсами) территорий энергосистем.

Как видно из таблицы, большая часть генерирующих мощностей сосредоточена в зонах концентрации промышленного производства – в энергосистемах Центра, Урала и Сибири, в каждой из них установленная мощность электростанций превышает 50 ГВт. Наименьший объем мощности электростанций имеет ОЭС Востока – 9,5 ГВт.

Наибольший удельный вес в установленной мощности всех ОЭС имеют ТЭС – от 93,4 % на Урале до 51,18 % в Сибири. Основным видом топлива для тепловых электростанций в европейской части России является природный газ, на котором вырабатывается более 90 % электроэнергии. В Сибири и на Дальнем Востоке основным видом топлива для электростанций является уголь. На ТЭС в зависимости от вида топлива применяют паротурбинные (ПТУ), газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) установки. Их доля в установленной мощности ТЭС показана на рис 1.3.

11

На рисунке 1.4 для примера показаны отчетные суточные графики нагрузки ЕЭС России в рабочие дни мая и декабря и распределение энергоблоков электростанций в графиках.

Как отмечалось, нагрузка должна распределяться между электростанциями рационально, так, чтобы обеспечить наиболее эффективную работу электростанций при оптимальном использовании энергоресурсов, а также наименьшие потери от перетоков мощности в сетях.

В базисной части графика нагрузки размещается мощность АЭС. Это обусловлено экономической эффективностью производства электроэнергии на АЭС по сравнению с выработкой электроэнергии на ТЭС на органическом топливе и затруднительностью регулирования мощности на АЭС.

Также в базисной части графика размещается выработка электроэнергии на ТЭЦ, работающих по графику теплового потребления, так как в этом случае обеспечивается более высокий суммарный КПД (тепловой и электрический) за счет использования энергии отработавшего в турбинах пара для теплоснабжения. На электростанциях без тепловой нагрузки (АЭС, КЭС, в отдельных случаях ТЭЦ) суммарный КПД равен электрическому, а работа электростанции тем экономичнее, чем выше суммарный КПД.

Для сравнения приведем данные об электрическом КПД электростанций:

Вночные часы, как показано на рис. 1.4, в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по теплу электрическая нагрузка турбин уменьшается на 10 – 15% по сравнению с нагрузкой в дневные часы.

Впиковой и полупиковой части графика нагрузки размещается мощность ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующие электростанции), их агрегаты допускают частые включения и остановы, быстрое изменение нагрузки. Графики нагрузки составляются для каждой ЭЭС и ОЭС. В энергосистемах, где ГЭС работают в соответствии с режимами судоходства и по санитарным требованиям, их мощность может располагаться в базисной части графика нагрузки. Во время паводка участие ГЭС в базисной части графика может быть увеличено с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины.

Часть нагрузок графика, оставшихся после включения в график ГЭС, ГАЭС, АЭС и ТЭЦ, распределяется по часам суток между агрегатами КЭС и ТЭЦ (энергоблоки мощностью 1200, 800, 500, 300, 200, 150 МВт). В ночные ча-

13

сы при снижении нагрузок может возникать необходимость снижения загрузки агрегатов, работающих в дневные часы, до технического минимума нагрузки и останова части агрегатов на ночь.

Рис. 1.4. Покрытие суточных графиков нагрузки ЕЭС России в дни периода весеннего паводка 19 мая 2010 г. и зимнего периода 15 декабря 2010 г.

(данные АО «СО ЕЭС»).

Чем неравномернее график нагрузки, тем большая мощность ГЭС и ГАЭС необходима. Участие ГЭС и ГАЭС в покрытии графика энергосистемы

14

позволяет выровнять графики нагрузки КЭС, ТЭЦ, АЭС, работа которых наиболее экономичная при равномерном графике, и обеспечить наибольшую экономичность энергосистемы в целом.

Установленная мощность электростанций должна превышать наибольшую нагрузку энергосистемы, так как необходимо обеспечивать резерв мощности, который необходим для резервирования генераторов, ремонтов оборудования, обеспечения надежной работы энергосистемы. В то же самое время резерв мощности не должен быть избыточным. К технико-экономическим показателям, характеризующим степень использования установленной мощности электростанций энергосистемы, относятся:

- годовое число часов использования установленной мощности уст. год.- отношение фактического количества электроэнергии, выработанного электростанциями за год ЭС год, к суммарной установленной мощности всех генераторов электростанций ЭС уст:

уст. год = ЭС год, [ч];

ЭС уст

- коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) - отношение количества фактически выработанной электроэнергии к тому количеству электроэнергии, которое было бы выработано, если бы электростанции работали с нагрузкой, соответствующей их установленной мощности; может быть найден, как отношение уст. год к числу часов в календарном году год:

Значения этих показателей в ЕЭС России и по видам электростанций в 2017 году приведены в таблице 1.3. Как видно из таблицы 1.3 и графиков 1.4 показатели уст. год и КИУМ выше для электростанций, работающих в базисной части графика нагрузки, и снижаются для электростанций полупиковой и пиковой частей графика нагрузки.

Таблица 1.3 Использование установленной мощности электростанций

в ЕЭС России в 2017 г

15

КИУМ, равный 50,38%, показывает, что если бы все генераторы электростанций ЕЭС России могли работать с номинальной мощностью в течение года, то количество выработанной электроэнергии в течение года могло бы быть увеличено примерно в 2 раза.

1.4 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Электрическая сеть – это совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

По величине номинального напряжения электрические сети подразделяют на сети низкого (НН), среднего (СН), высокого (ВН), сверхвысокого (СВН), ультравысокого напряжения (УВН). Классификация электрических сетей, исходя из величины номинального напряжения, дана в таблице 1.4.

Сети напряжением 330 кВ (частично 220 кВ) и выше относят к магистральным, системообразующим электрическим сетям. Сети данного класса предназначены для выдачи мощности крупных электростанций и создания мощных электрических связей пропускной способностью 350-2000 МВт между региональными и объединенными энергосистемами для обеспечения их параллельной работы в составе ЕЭС. Также они осуществляют передачу электроэнергии к системным подстанциям, выполняющим роль источников питания распределительных сетей. К распределительным электрическим сетям относят сети напряжением 110 - 220 кВ и ниже. Из них выделяют местные (до 35 кВ) и районные (110-220 кВ). Они предназначены для непосредственного электроснабжения потребителей и выдачи мощности генерирующих источников меньшей мощности (до 50 МВт для напряжения 110 кВ и 135 МВт для напряжения 220 кВ). Но в настоящее время по мере развития сетей СВН в ряде ОЭС даже

16

сети 330 кВ приобретают характер распределительных.

В электрических сетях ЕЭС России эксплуатируются две системы номинальных напряжений: 110 – 220 – 500 – 1150 кВ в большинстве энергосистем, 110 (150) – 330 – 750 кВ в ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра. В зонах стыковки обеих шкал напряжения приходится иметь автотрансформаторы напряжением 750/500, 750/220, 500/330, 330/220 кВ.

Стоит сказать об использовании напряжения 1150 кВ. В 1985 и 1988 гг. в два этапа была введена в эксплуатацию ЛЭП Экибастуз – Кокчетав - Кустанай длиной 907 км с оборудованием 1150 кВ на трех подстанциях. Это была первая в мире электропередача с параметрами УВН. ЛЭП предназначалось для выдачи мощности Экибастузских ГРЭС и создания мощной электрической связи между ОЭС Казахстана и ОЭС Урала. Но в связи с реорганизацией электроэнергетики, экономическими и политическими изменениями в стране в начале 90-х годов прошлого столетия эксплуатация и внедрение напряжения 1150 кВ не получили продолжения. ЛЭП Экибастуз – Кокчетав - Кустанай была переведена на постоянную работу на напряжении 500 кВ.

Основной частью электрических сетей ЕЭС России управляет ПАО «Россети». На 1 января 2018 г. по данным годового отчета общее количество подстанций ПАО «Россети» составило 502 тысячи суммарной трансформаторной мощностью 781 тыс. МВА. Современные электрические сети характеризуются большим числом трансформаций на пути от источников электроэнергии к потребителям, поэтому их трансформаторная мощность должна превышать установленную мощность электростанций. Так, трансформаторная мощность электрических сетей ПАО «Россети» превышает установленную мощности электростанций ЕЭС России в 3,26 раза (в расчете не учтены изолированные региональные энергосистемы, муниципипальные, ведомственные и частные сетевые компании).

1.5 РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

В зависимости от класса напряжения приняты разные режимы работы нейтрали электрических сетей. Нейтраль – общая точка трехфазных обмоток генератора или трансформатора, соединенных в звезду.

Вид связи нейтрали электрических машин и трансформаторов с землей определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты, что в целом

17

определяет, как надежность и безопасность электроснабжения потребителей, так и стоимость выполнения электрической сети.

Различают следующие режимы работы нейтрали:

1)изолированная нейтраль (рис. 1.5, а),

2)резонансно-заземленная (компенсированная) нейтраль (рис. 1.5, б),

3)заземленная нейтраль (рис. 1.5, в).

Рис. 1.5. Режимы работы нейтрали.

Рассматривая режимы работы нейтрали, необходимо ответить на вопрос, каким образом влияет режим работы нейтрали на надежность электроснабжения потребителей и стоимость выполнения электрической сети.

Изолированная нейтраль.

Изолированная нейтраль – нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству, или присоединенная к нему через большое сопротивление приборов сигнализации, измерений, защиты. Режим изолированной нейтрали применяется в сетях напряжением 3 - 35 кВ.

В нормальном режиме работы напряжения фаз относительно земли симметричны и равны фазному напряжению. Геометрическая сумма векторов напряжений трех фаз равна нулю. Каждая фаза сети обладает относительно земли емкостью, равномерно распределенной по длине линии. Эти емкости обычно рассматривают, как сосредоточенные и относят к какой-либо точке линии. Поэтому в каждой фазе есть небольшой емкостной

ток: I с = U ф / xс = U ф C , где С – емкость фазы относительно земли. Емкостные токи в фазах также симметричны и равны между собой. Геометрическая сумма векторов

токов трех фаз равна нулю. В действительности, емкости фаз относительно

18

земли могут быть неодинаковы, поэтому при нормальном состоянии изоляции сети токи в фазах не строго одинаковы и потенциал в нейтральной точке не равен нулю.

При наиболее частом однофазном (металлическом) замыкании на землю, когда активное сопротивление в месте повреждения равно нулю, в сети с изолированной нейтралью (рис. 1.6) напряжения неповрежденных фаз относитель-

но земли возрастают в нию (1,73Uф).

Например, при замыкании фазы С на землю напряжение в ней уменьшается до 0, напряжение смещения нейтрали равно фазному напряжению, а напряжения фаз В и А относительно земли по абсолютной величине становятся равными междуфазному напряжению: UС(1) = 0, UA(1) = √3UA, UB(1) = √3UB.

Данные соотношения можно получить из геометрической суммы векто-

тельности, и теоремы косинусов для фазы А:

При этом междуфазные напряжения не изменяются, что не оказывает влияния на условия работы потребителей, включенных на междуфазные напряжения.

Для возможности длительного использования такого режима изоляция электроустановок должна быть выполнена на междуфазное напряжение. Это удорожает изоляцию, однако увеличение ее стоимости может быть обосновано повышением надежности электроснабжения.

Под действием ̇(1) и ̇(1) через место повреждения проходит ток (1)̇ . Он

с∑

замыкается через емкости неповреждённых фаз А и В. Емкость поврежденной фазы зашунтирована местом замыкания, поэтому ток через нее не проходит. В

19

а)

б)

Рис. 1.6 Схема замещения (а) и векторная диаграмма (б) трехфазной сети с изолированной нейтралью при однофазном замыкании на землю фазы С

Емкостной ток I с зависит от напряжения сети, частоты фазы и емкости фаз относительно земли, величина которой различна в зависимости от конструкции линий сети и от ее протяженности. Приближенно для определения тока I с (А) допустимо использовать выражение: = ∙ ⁄ , где – междуфазное напряжение, кВ; l – длина линии, км; – коэффициент, равный 350 для воздушных линий и 10 для кабельных линий, кВ∙км/А.

При замыкании на землю через переходное сопротивление напряжение поврежденной фазы относительно земли больше нуля и меньше фазного, а не-

20