Виды электрических станций, принципы их работы

Виды электрических станций, принципы их работы

Электрическая станция (ЭС) предназначенадля преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, природный газ, радиоактивные элементы, потоки воды) в электрическую и тепловую энергию.

До 70% электроэнергии в РФ вырабатывается на тепловых ЭС (ТЭС), использующих энергию сгорания органического топлива. Среди тепловых выделяют конденсационные ЭС (КЭС) с замкнутым циклом теплоносителя. Как правило КЭС состоит из крупных блоков и расположены вблизи источников топлива.

Другой тип ТЭС – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые используют для производства электрической и тепловой энергии и располагают вблизи потребителей.

На гидроэлектростанциях (ГЭС) может вырабатываться 12 – 18 % общего количества электроэнергии в зависимости от условий паводка на равнинных реках.

Среди ГЭС выделяют гидроаккумулирующие ЭС (ГАЭС), которые призваны создавать запас воды в верхнем бьефе водохранилища в часы малых внешних нагрузок ЭС.

На девяти атомных ЭС (АЭС) РФ в настоящее время вырабатывается около 15 % электроэнергии. Планируется довести эту величину до 25 %. Для производства электроэнергии используется энергия расщепления ядер радиоактивных элементов.

К другим типам ЭС относятся ветровые, солнечные, приливные, геотермальные, дизельные. Они работают в основном в изолированных энергосистемах, общая выработка не превосходит 1 %.

Термическое действие токов КЗ

При протекании тока КЗ температура проводников и токоведущих частей электрических аппаратов повышается. Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев может достигать опасных значений, превышающих наибольшие допустимые температуры. Критерием термической стойкости проводников является допустимая температура его нагрева токами КЗ.

Степень термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты производят с помощью интеграла Джоуля: ,

где i_к – ток КЗ в произвольный момент времени t, A; t_к– расчетная продолжительность КЗ, с.

Термически эквивалентный ток КЗI_тер – неизменный по амплитуде (синусоидальный) ток, который за время, равное расчетной продолжительности КЗ, оказывает на проводник или электрический аппарат такое же термическое воздействие, как и реальный ток КЗ за это же время. Этот ток связан с интегралом Джоуля соотношением: .

Определение температуры нагрева проводников к моменту отключения КЗ производят с использованием кривых зависимости температуры нагрева проводников θ от величиныА (постоянная интегрирования).

Порядок определения температуры нагрева проводника, заключается в следующем:

– исходя из начальной температуры проводника θ _н по кривой находят значение величиныА_н при этой температуре;

– определяют значение интеграла Джоуля В_кпри расчетных условиях КЗ;

– находят значение величины А_к, соответствующее конечной температуре нагрева проводника: , причем для сталеалюминевых проводов S– площадь поперечного сечения алюминиевой части провода;

– по найденному значению величины А_кс помощью кривой определяют температуру нагрева проводника к моменту отключения КЗθ _к_..

Пример выбора выключателя 10 кВ

Паспортные данные	Расчетные данные	Условие проверки
U_н = 10 кВ	U_р_max = 10 кВ	U_н³ U_р_max
I_н = 200 А	I_р_max = 5, 8 А	I_н³ I_р_max
i_max = 20 кА	i_уд = 8, 09 кА	i_max³ i_уд
I_тс = 5 кА	I_к= 5, 64 кА
t_тс =10 с	t_к = 2 с
Тепловой импульс: I_тс²´ t_тс = 250 кА²× с	I_тс²´ t_к = 64 кА²× с	I_тс²´ t_тс³ I_к²´ t_к
I_откл = 10 кА	I_к= 5, 64 кА	I_откл³ I_к
S_откл = 100 МВА	S_к= 63, 5 МВА	S_откл³ S_к

Показатели качества электроэнергии.

Формирование принципов регулирования режимов основывается на определенных требованиях к качеству электрической энергии. Такие требования сформулированы в межгосударственном стандарте ГОСТ 13109-97.

Качество электроэнергии характеризуется качеством частоты напряжения переменного тока и качеством напряжения.

Для оценки качества частоты установлен один показатель – отклонение частоты, под которым понимают медленные плавные изменения частоты (менее одного процента в секунду) относительно ее номинального значения: Δ f = f – f_ном

Причина появления отклонения частоты заключается в нарушении баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в электроэнергетической системе. Стандартом установлено нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты соответственно δ f_норм = ±0, 2 Гц иδ f_пред = ±0, 4 Гц.

Качество напряжения оценивают несколькими показателями, большинство из которых также характеризуется допустимыми значениями.

Показатель качества напряжения	Нормы качества напряжения
нормальные	предельные
Установившееся отклонение напряжения δ U_y, %	±5	±10
Размах изменения напряжения δ U_t,	–	В зависимости от частоты повторения
Коэффициент искажения синусоидальности напряжения k_U, %, при U_ном, кВ, 0, 38 6-20 110-330
Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения k_U₍_n₎, %	В зависимости от напряжения и номера гармоники	1, 5k_U₍_n_)норм
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности k₂_U, %
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности k₀_U, %
Длительность провала напряжения при напряжении до 20 кВ включительно, Δ t_п, с	–

Отклонение напряжения: .

Колебания напряжения оцениваются размахом изменения напряжения: ,

где U_i, U_i₊₁ – значения следующих один за другим экстремумов огибающей амплитудных значений напряжения.

Несинусоидальность напряжения характеризуется отличием формы кривой напряжения от синусоидальной. Она количественно оценивается коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения: ,

где U₍_n₎_i – действующее значение напряжения n-й гармоники для i-гo наблюдения.

Несимметрия напряжений характеризуется различием значений напряжения в разных фазах. Она обусловлена неравномерным присоединением однофазных электроприемников по фазам.Несимметрия напряжений количественно характеризуется коэффициентаминесимметрии напряжений по обратной и нулевойпоследовательности

; ,

где U₂₍₁₎_i – действующее междуфазное значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении; U₀₍₁₎_i – действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты; U_ном – номинальное междуфазное напряжение.

Регулирование напряжения

Возможность регулирования и изменения напряжения определяется устройствами РПН (регулирование под нагрузкой) и ПБВ (переключение без возбуждения). Трансформаторы с ПБВ 10/0, 4 кВв настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями.

Характеристики регулируемых трансформаторов задаются в виде максимального числа положительных и отрицательных по отношению к основному выводу обмотки ВН регулировочных ответвлений с указанием шага коэффициента трансформации Δ k_Т в виде ±n× Δ k_т. Например, для РПН: ±6× 1, 5%, ±8× 1, 5%, ±10× 1, 5%, ± 9× 1, 78%, ±12× 1%; для ПБВ: ±2× 2, 5%.

Изменение коэффициента трансформации достигается изменением числа отпаек (витков) на одной из обмоток. Для трансформаторов с регулированием напряжения, в частности РПН, коэффициент трансформации должен соответствовать реальному положению переключателя для его n-го ответвления:

Управление коэффициентами трансформации трансформаторов осуществляется с целью обеспечения и регулирования заданных режимов напряжения. Если трансформаторы выполнены без РПН (что имеет место обычно в сетях 6 - 20 кВ и на ряде электростанций), то регулирование их коэффициентовтрансформации, как правило, осуществляется посезонно. При наличии на трансформаторах РПН регулирование производится при необходимости ежесуточно, в зависимости от изменения нагрузки.

Напряжения на участке сети

Режим напряжении 3-х фазной линии проиллюстрирован на рисунке. Если учитывать реальные параметры линии R_Л и X_Лто и фазные и линейные напряжения в конце электропередачи отличаются от соответствующие напряжений в начале. По модулю напряжения в конце линии всегда меньше, чем в начале, а фаза их зависит от соотношений активной и индуктивной составляющих сопротивлений линии и нагрузки.

Векторные диаграммы 3-х фазной линии электропередачи без учета (а)

и с учетом (б) сопротивления линии.

На рисунке (а) приведена однолинейная схема электропередачи, а на рисунке (б) – векторная диаграмма одной из фаз.

а)

б)

На векторной диаграмме отложены фазное напряжение в конце линии На угол φ ₂от него отстает ток нагрузки. Вектор IR_Лпредставляет собой напряжение собой на R_Л_,он отложен параллельно току . Вектор . – напряжение на индуктивном сопротивлении линии, он опережает вектор тока на 90⁰. Сумма этих двух векторов (вектор ) называется падением напряжения в линии.Сумма векторов дает вектор напряжения в начале линии . Падением напряжения в линии называется векторная разность напряжений в начале и в конце линии:

Потеря напряжения – это разность модулей :

Отрезок af называется продольной составляющей падения напряжения. Из геометрических сообщений. Отрезок cf называется поперечной составляющей падения напряжения.

Продольная и поперечная составляющая обозначаются соответственно, они определяются:

Модули напряжений в начале и конце линии могут быть связаны:

Фазовый сдвиг между ними определяется:

В реальной сети величина вектора может составлять несколько процентов от U₁и U₂. Для сетей 0, 38; 6; 10 кВ угол θ пренебрежительно мал. В расчетах, как правило, пренебрегают поперечной составляющей , и при этом считается, что продольная составляющая падения напряжения равна потере напряжения.

Величина приближенно определяется без учета потерь мощности (мощности в начале и в конце одинаковы) при номинальном напряжении электропередачи.

Переходный процесс КЗ

Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значения токов и напряжений, а также характер их изменения во времени зависят от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания (генератор, система) и цепи, в которой произошло повреждение.

На рисунке показан переходный процесс изменения тока в одной из фаз при 3-х фазном КЗ. Результирующая кривая образуется периодической и апериодической составляющими. Основными характеристиками являются: действующее значение установившегося тока КЗI_к; ударный ток i_у; мощность, выделяющаяся в цепи короткого замыкания S_к.

Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток – ,

где k_у – ударный коэффициент, который зависит от соотношения активного и реактивного сопротивлений цепи КЗ. Общее время протекания тока КЗ до отключения его защитными устройствами составляет от 0, 2…0, 3 с до нескольких секунд. Это время определяется инерционностью устройств защиты и выдержкой времени срабатывания токовых реле.

Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится по расчетным схемам замещения. Целью расчета токов короткого замыкания (КЗ) являются: проверка аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость; выбор защитных аппаратов линий и трансформатора; проверка условий надежности, селективности и чувствительности защиты.

Если ток КЗ на шинах 10 кВ районной подстанции имеет конечное значение, то сопротивление системы определяется: .

Сопротивление системы отражает сопротивление трансформатора 35/10 кВ и других элементов сети высокого напряжения энергосистемы. При расчете напряжение источника принимают U_И = 1, 05U_ном.

Ток трехфазного КЗв точке К1:

в точке К2:

в точке К3:

Ток двухфазного КЗ: .

Ток однофазного КЗ в наиболее удаленной точке: .

где: U_ф – фазное напряжение; Z_П– сопротивление петли «фаза – ноль».

Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток: .

Мощность короткого замыкания: .

Экономическая плотность тока

Для воздушных линий электропередачи высокого напряжения при выборе сечения проводов технические ограничения (потеря напряжения, нагрев проводов током) как правило, не являются определяющими. Основным является экономический критерий – минимум приведенных затрат:

З=KE_н+И_.

Распишем функцию приведенных затрат на отдельную электропередачу.

Капитальные затраты на линию:

К = К_пl,

K_п – погонные затраты на 1 км длины ВЛ. Зависимость K_п от сечения проводов выражается линейной функцией:

В аналитическом виде:

К_п=а+bF,

где: а – постоянная часть стоимости (стоимость изоляции, определяется классом напряжения), b – коэффициент прироста стоимости с увеличением сечения проводов (определяется стоимостью алюминия), b=tga.Т.о. капзатраты:

К = (а + bF)l.

Издержки эксплуатации ВЛ:

И = И_ао + И_п.

Издержки на амортизацию и обслуживаниеопределяются нормой годовых отчислений от капитальных затрат:

И_ао = Кр_а.

Для ВЛ норматив отчислений составляет р_а = 0, 028 1/год.

Издержки накомпенсацию потерь электроэнергиисоставляют:

И_п= ∆ WC_э,

где∆ W– годовые потери энергии ВЛ; C_э– стоимость 1 кВт·час потерь.

При определении годовых потерь энергии используем потери мощности при максимуме нагрузки и эквивалент годового графика нагрузки по продолжительности – время потерь τ:

Исходная функция приведенных затрат составит:

Зависимость составляющих функции и суммарных затрат от сечения проводов можно представить графиком, который имеет экстремум, соответствующий оптимальному сечению.

Минимум приведенных затрат соответствует экономической плотности тока. Для её определения возьмём производную от приведенных затрат и приравняем её к нулю:

= (Е_н + Р_э)·l·b – 3I²_max· l·τ ·С_э =0.

Отношение силы тока к сечению провода является плотностью тока:

(А/мм²).

Экономическая плотность тока (соответствующая минимуму приведенных затрат):

где: – время потерь; С_э – стоимость электроэнергии; b – стоимость алюминия.

Для ВЛ 35 кВ и выше с плотным графиком нагрузки в Европейской части РФ экономическая плотность тока составляет 1 А/мм².

Метод экономических интервалов. Если учитывать, что сечения проводов могут иметь только стандартные значения, то выражение для приведенных затрат на электропередачу можно рассматривать как функцию максимального расчетного тока нагрузки:

З = f(I_max).

Для каждого стандартного сечения провода эта функция имеет вид квадратичной параболы.

С увеличением стандартного сечения вид параболы изменяется следующим образом:

Выделенные участки соответствуют минимальным затратам для данного сечения. Таким образом каждое стандартное сечение провода имеет свой экономический интервал расчетной нагрузки.

Виды электрических станций, принципы их работы

12 3 4 5 6 Следующая ⇒