Графики нагрузок электроустановок.

Стр 1 из 3Следующая ⇒

Графики нагрузок электроустановок.

Режимы работы электроустановок на всех уровнях электроэнергетической системы характеризуется графиками нагрузки.

График нагрузки –диаграмма изменения нагрузки электроустановки во времени (Т)

Виды графиков нагрузки

Повиду параметра, характеризующегонагрузку, различаютграфики:

-активноймощностиР=f(Т);

-реактивноймощностиQ=f(Т);

-полноймощностиS=f(Т);

-тока I=f(Т).

По продолжительности периода наблюдений:

-суточные (Т=24ч);

-недельные (T = 168 ч);

-годовые (Т=8760 ч).

По внешним условиям:

-зимние(захарактерныесутки22декабря);

-летние(захарактерныесутки22июня);

-графикирабочихдней;

-графики выходных и праздничных дней.

Основным обычно является зимний суточный график рабочего дня, остальные строятся в процентах к основному.

По способу построения или по характеру регистрации параметра:

- ступенчатые (рис. 1.1, а);

- плавные (рис.1.1, б).

По задачам использования:

-текущие (а) (отражают изменение параметра в течении суток (недели, года));

-по продолжительности (б) (отражают длительность работы электроустановки в течение года с различными нагрузками);

По иерархии электроустановки в электро-энергетической системе:

-графики нагрузки потребителей (графики нагрузки отдельных электроприемниковили их групп);

-сетевые графики на уровне сборных шин районных подстанций (с учетом потерь в ЛЭП и Т);

-графики нагрузки энергосистем, обслуживающих совокупность промышленных, городских и сельских потребителей целого региона;

-графики нагрузки электростанций (с учетом потребителей собственных нужд станции).

Параметры графиков нагрузки

Максимальное значение (Pmax)–наибольшая нагрузка длительностью не менее получаса;

Минимальное значение (Pmin)–наименьшая нагрузка длительностью не менее получаса;

Характерные зоны суточных графиков потребителей:

P < Pmin–базовая;

Pmin≤ P ≤ Pср–полупиковая;

Pср≤ P ≤ Pmax–пиковая.

Коэффициент заполнения графика нагрузки:

𝑘 зап=𝑊 𝑃 𝑚 𝑎 𝑥 ∙ 𝑇 =𝑃 ср𝑃 𝑚 𝑎 𝑥

Коэффициент неравномерности графика нагрузки:

𝑘 нер=𝑃 𝑚 𝑖 𝑛 𝑃 𝑚 𝑎 𝑥

Условная продолжительность использования максимума нагрузки:

𝑇 𝑚 𝑎 𝑥 =𝑊 год𝑃 𝑚 𝑎 𝑥 =𝑃 ср(год)∙ 𝑇 𝑃 𝑚 𝑎 𝑥 =𝑘 зап∙ 𝑇

Tmax–это число часов, за которое был бы исчерпан годовой расход электроэнергии, если бы нагрузка была максимальной все время работы

Примеры:

Конденсационные электростанции.

Виды ТЭС

ТЭСдают более80% всейэлектроэнергии.

Ктепловымэлектростанциямотносят:

Паротурбинныеэлектростанции:

-конденсационные(КЭС);

На тепловых конденсационных электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором).

Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую.

Топливом для КЭС служит уголь, торф, горючие сланцы, газ и мазут.

В России на долю КЭС приходится до 60 % выработки электроэнергии.

Особенности КЭС

КЭС располагаются на значительном расстоянии от потребителей электроэнергии.

По причине удаленности мощность выдается на высоком и сверхвысоком напряжении.

КЭС строятся по блочному принципу (котел –турбогенератор –трансформатор) отдельными энергоблоками, не связанными друг с другом.

Мощность КЭС позволяет обеспечить электроэнергией крупный район (отсюда еще одно название –государственная районная электрическая станция (ГРЭС)).

Назначение конденсатора

Конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения, благодаря которому и происходит расширение пара в турбине.

Конденсатор создает вакуум на выходе из турбины, поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору и расширяется, что обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу.

Благодаря этой особенности технологического процесса КЭС и получили своё название.

Недостатки КЭС

КПД не превышает 40 –45 % (отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, отдает его циркуляционной воде).

Воздействуют на атмосферу: потребляют большое количество кислорода для горения топлива, выбрасывают значительное количество продуктов сгорания.

Воздействуют на гидросферу: сбрасывают большую массу теплой воды, промышленные стоки (хотя они проходят тщательную очистку).

Воздействуют на литосферу: извлекается большое количество топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива)

Для КЭС характерны значительные затраты на пуско-остановочные операции и, вследствие этого, затруднительность глубокого регулирования мощности.

КЭС являются основными источниками электроэнергии, работающими в базисном и полупиковом режимах.

Особенности ГТУ

Себестоимость электроэнергии незначительно выше, чем на КЭС.

Незначительная потребность ГТУ в охлаждающей воде.

Электрический КПД современных ГТУ равен 33-39%.

Легкий и быстрый пуск и останов агрегатов.

Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя, что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку электроэнергии.

В настоящее время ГТУ начали широко применяться в малой энергетике.

Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

Недостатки ГТУ

Низкий КПД

Низкая единичная мощность оборудования.

Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.

Ограничения на типы используемого топлива (дефицитность газотурбинного топлива)

(Для повышения КПД разработаны парогазовые установки (ПГУ))

ГТУ отличаются высокой маневренностью (запуск установки длится 1-2 мин.), допускается глубокое регулирование мощности.

ГТУ пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.

Самая мощная КЭС это Сургутская, ее мощность составляет 5500 Вт

Особенности АЭС

Схема АЭС близка к схеме КЭС; отличие: вместо парогенератора на органическом топливе в АЭС используется ядерная установка.

АЭС (как и КЭС) строятся по блочному принципу.

Ядерное топливо обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля).

АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами (европейская часть страны).

По технико-экономическим показателям АЭС не уступают КЭС.

АЭС строятся удаленно от потребителей электроэнергии.

Недостатки АЭС

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков, однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС выше, чем у КЭС (из-за большого расхода пара). По этой причине на АЭС дополнительно строят мощные градирни.

Использование АЭС связано с необходимостью захоронения радиоактивных отходов.

Существует опасность радиоактивныхвыбросов АЭС при авариях.

АЭС работают в базисной части графика нагрузки энергосистемы.

Хотя на АЭС технически осуществимо регулирование мощности в широком диапазоне, оно не используется по условиям безопасности.

Виды ГЭС

В зависимости от мощности:

•мощные –выше 25 МВт;

•средние –от 5 до 25 МВт;

•малые –до 5 МВт.

В зависимости от напора воды:

•высоконапорные—более 60м;

•средненапорные—от 25м;

•низконапорные—от 3 до 25м.

По принципу использования природных ресурсов:

•Плотинные (русловые)(напор воды создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающей уровень воды в ней на необходимую отметку; здание ГЭС является продолжением плотины)

•Приплотинные(напор воды создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку; здание ГЭС расположено за глухой бетонной стеной и не поспринимаетнепосредственного напора воды)

•Деривационные(необходимая концентрация воды создается посредством деривации; вода отводится из речного русла через специальные водоотводы)

•Гидроаккумулирующие(способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок)

Особенности ГЭС

Удалены от центров потребления (передача на высоком напряжении).

КПД около 85 –90 %.

Турбины допускают работу во всех режимах от 0 до max и позволяют плавно изменять мощность.

Себестоимость электроэнергии более чем в 2 раза ниже, чем на ТЭС.

Небольшое потребление электроэнергии на с.н.

Сток реки –возобновляемый источник энергии.

Строительство ГЭС более капиталоемкое, чем ТЭС.

Водохранилища занимают значительные территории и изменяют климат.

Недостатки ГЭС

Затопление пахотных земель.

Строятся в местах, где есть большие запасы воды.

Горные реки (где наиболее эффективна постройка ГЭС) опасны из-за высокой сейсмичности районов.

Ущерб экологии.

На ГЭС без водохранилища регулирование мощности определяется естественным (сезонным) изменением стока, поэтому они работают в базисной части графика.

ГЭС с водохранилищами осуществляют искусственное регулирование стока, поэтому они используются в пиковой и полупиковой части графика.

Крупнейшие гидроэлектростанции России:

Явно-и неявнополюсный ротор

Ротор может быть выполнен с сосредоточенной обмоткой. В этом случае ротор и сам генератор называются явнополюсными.

Если обмотка ротора является распределенной, ротор и генератор называются неявнополюсными.

1 -сердечник ротора

2-обмотка возбуждения

Турбо-и гидрогенераторы

Генераторы, первичными двигателями которых являются паровые или газовые турбины, принято называть турбогенераторами,

Генераторы, первичными двигателями которых являются гидравлическиетурбины, принято называть гидрогенераторами.

Турбогенераторы

Турбогенератор (ТГ) представляет собой быстроходную (1500, 3000 об/мин) электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим ротором.

Увеличение частоты вращения повышает экономичность работы паровых турбин и уменьшает габариты турбин и генераторов. Быстроходность обеспечивается конструкцией ротора.

Ротор турбоагрегатов выполняется неявнополюсным.

Максимальный диаметр ротора (1, 0 -1, 3 м) при высокой скорости вращения определяется механической прочностью поковки, а длина ограни-чена прогибом вала (до 12 м).

Гидрогенераторы

Гидрогенераторы относятся к числу тихоходных электрических машин (60 -750 об/мин) в зависимости от напора и расхода воды.

Так как скорость вращения определяется потенциалом реки, где сооружается ГЭС, то генераторы могут иметь разное количество пар полюсов и мощность их не стандартизируется (от 8 до 640 МВт).

Для ГЭС генераторы обычно изготавливаются по заказу.

В зависимости от расположения вала гидроагрегаты бывают горизонтальными (малой мощности) и вертикальными (большой мощности) (Большинство гидроагрегатов имеют вертикальное исполнение с размещением генератора над турбиной)

Ротор гидрогенератора принципиально отличается от ротора турбогенератора –он выполняется явнополюсным.

Роторы гидрогенераторов достигают в диаметре 15-20м при длине до 5м.

1 –водохранилище; 2 –затвор; 3 –трансформаторная подстанция с распределительным устройством; 4 –гидрогенератор; 5 –гидравлическая турбина

Автотрансформаторы

Для передачи электрической энергии с незначительным изменением напряжения и тока применяются автотрансформаторы, у которых, в отличие от обычного трансформатора, обмотки имеют не только магнитные, но и электрические связи (применяются в электроустановках 220-500 кВ).

Примеры

ТСЗ-100/10-УЗ –трансформатор трехфазный сухой с естественным воздушным охлаждением при защищенном исполнении, двухобмоточный, мощностью 100 кВ·А, класса напряжения 10 кВ, исполнения У категория 3 по ГОСТ 15150-69

ТМН-2500/110-У1 –трансформатор трехфазный масляный с охлаждением при естественной циркуляции воздуха и масла, двухобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой, мощностью 2500 кВ·А, класса напряжения 110 кВ, исполнения У категория 1 по ГОСТ 15150-69

АТДЦТН-20000/330/110-У1 –автотрансформатор трехфазный масляный с охлаждением при принудительной циркуляции воздуха и масла с ненаправленным потоком масла, трехобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой, мощностью 20000 кВ·А, класса напряжения обмотки ВН -330 кВ, класса напряжения обмотки СН -110 кВисполнения У категория 1 по ГОСТ 15150-69

ПБВ

Устройства ПБВ обеспечивают регулирование напряжения в пределах ±5%.

Для этого обмотки со стороны ВН имеют 2 (-5; 0; +5 %) или 4 (-5; -2.5; 0; +2.5; +5 %) ответвления.

Переключатель осуществляет регулирование одновременно в трех фазах или в каждой фазе отдельно.

Если трансформатор работал на выводе (𝑋 2𝑌 2𝑍 2), то переключают ответвления на (𝑋 1𝑌 1𝑍 1), уменьшая 𝜔 1. При этом коэф. тр-цииувеличивается и повышается вторичное напряжение 𝑈 2.

𝑈 2=𝑈 1∙ 𝜔 2𝜔 1

1 –неподвижный контакт; 2 –сегмент контактный; 3 –вал переключателя

Сезонное регулирование напряжения посредством ПБВ

Переключения ПБВ вручную производятся несколько раз в год, осуществляя сезонное регулирование напряжения.

Зимойнагрузки увеличиваются, увеличиваются потери напряжения в сетях и понижается напряжение у потребителей. А –Поэтому ПБВ переключают на крайнюю отпайку -5%. Летом–на отпайку +5%. Могут быть промежуточные положения (при четырех отпайках).

РПН

Устройства РПН позволяют автоматически регулировать напряжение без перерыва нагрузки и без отключения от сети: ±10%ступенямипо1.5%или ±16%ступенямипо1.5%.

Отпайки выполняют на стороне ВН (легче осуществить, т.к. ток ВН меньше).

Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки.Это достигается в специальных переключающих устройствах с тиристорнымипереключателями.

Ab–основная обмотка;

bc–ступень грубой регулировки;

de –ступень плавной (тонкой) регулировки;

П –переключатель;

И –избиратель.

Наибольший коэф. тр-цииполучается, если П в положении II, а И –ответвлении 6.

Наименьший коэф. тр-цииполучается, если П в положении I, а И –ответвлении 1.

Предохранители.

Предохранитель –коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

Отключение цепи осуществляется за счет расплавления плавкой вставки (плавкие предохранители).

После отключения цепи необходимо заменить перегоревшую вставку.

Основные элементы предохранителя:

-корпус

-плавкая вставка

-контактная часть

-дугогасительноеустройство (среда)

Нормальный режим: теплота, выделяемая током нагрузки в плавкой вставке, передается в окружающую среду –температура не превышает допустимую.

Перегрузка или КЗ: температура вставки увеличивается и она расплавляется.

Чем больше ток, тем меньше время плавления –защитная (времятоковая характеристика) предохранителя.

Разъединители.

Разъединитель –контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, т.к. контактная схема не имеет дугогасительныхустройств (используют выключатель).

Разъединители бывают для внутренней и наружной установки.

Разъединители отличаются по конструкционному исполнению:

•рубящего типа;

•горизонтально-поворотного типа;

•пантографноготипа;

•полупантографноготипа;

•подвесного типа;

Разъединители комплектуются блокировкой включенного (отключенного) положения и заземляющими ножами

Выключатели нагрузки.

Выключатель нагрузки —высоковольтный коммутационный аппарат, занимающий по уровню допускаемых коммутационных токов промежуточное положение между разъединителем и выключателем, предназначенный для отключения и включения токов нормальной нагрузки.

Используется в сетях 6-10 кВ.

Имеют простейшую дугогасительнуюсистему, не рассчитанную на отключение токов КЗ.

Электроды

Один из электродов крепится на защищаемой цепи, второй электрод заземляется. Пространство между электродами называется искровым промежутком. При определенном значении напряжения между двумя электродами искровой промежуток пробивается, снимая тем самым перенапряжение с защищаемого участка цепи. Одно из основных требований, предъявляемых к разряднику — гарантированная электрическая прочность при промышленной частоте (разрядник не должен пробиваться в нормальном режиме работы сети).

Дугогасительное устройство

После пробоя импульсом искровой промежуток достаточно ионизирован, чтобы пробиться фазным напряжением нормального режима, в связи с чем возникает короткое замыкание и, как следствие, срабатывание устройств РЗА, защищающих данный участок. Задача дугогасительного устройства — устранить это замыкание в наиболее короткие сроки до срабатывания устройств защиты.

Отличие ОПН от разрядников что ОПН работает без искровых промежутков.