Системы напряжений на электростанциях и в составе ЕЭС
В ЕЭС России существуют две системы напряжений: (1150)/500/220/110 кВ и 750/330/220/110 кВ. Первая система напряжений существует в большинстве ОЭС, за исключением ОЭС Северо-Запада. Что касается напряжения 1150 кВ, то сеть, находящаяся на территории Казахстана, была частично демонтирована или переведена для работы на напряжении 500 кВ. Существование напряжения 750/330 на территории ОЭС Северо-Запада и на территории Украины сильно осложнило ситуацию в соседних ОЭС: Центра, Северного Кавказа. На стыке энергосистем с разными системами напряжений приходится иметь автотрансформаторы связи 750/500 кВ, 750/230 кВ, 500/330 кВ, 330/220 кВ, 330/150 кВ, 330/110 кВ и отдельные участки линий разных классов напряжений.
Линии напряжением 330-750 кВ являются системообразующими и предназначены для формирования объединённых энергосистем. Также по линиям такого напряжения выдаётся мощность от наиболее крупных электростанций. Данные напряжения применяются для осуществления системных связей большой длины, т. к. с ростом напряжения уменьшаются потери электроэнергии. Питающие сети напряжением 220-500 кВ предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети. На напряжениях 110-220 кВ осуществляется передача электроэнергии от электростанций к центрам питания распределительных сетей – районным подстанциям. Распределительные сети выполняются на напряжение до 110 кВ и обеспечивают передачу электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским и сельским потребителям.
|
|
|
Графики электрических нагрузок и проблема их покрытия
Нагрузка энергосистемы в течение суток меняется в зависимости от нагрузки подключенных в данный момент потребителей. Включение и отключение тех или иных потребителей следует за природным суточным циклом и за ритмом жизни общества. Возникает достаточно сложная задача наивыгоднейшего распределения нагрузки между электростанциями различного типа с учётом их манёвренности. Кроме этого необходимо стремиться к минимизации потерь в электрических сетях.
Суточные и годовые графики электрических нагрузок позволяют анализировать и прогнозировать режимы потребления электроэнергии. На рис. 2.7 приведен пример суточного графика нагрузки с утренним и вечерним максимумами. Между ними виден дневной провал потребляемой мощности. По вертикальной оси отложена в относительных единицах активная мощность нагрузки по отношению к её максимальному значению.
Выделим на графике нагрузки три характерные части: базовую, полупиковую и пиковую (на рис. 2.7 обозначены соответственно Б, ПП и П). Базовой частью называется часть графика, расположенная между осью абсцисс и горизонтальной линией, проведенной на уровне минимальной мощности. Полупиковой нагрузкой назовём часть графика, расположенную между двумя уровнями мощности – минимальным и соответствующим дневному провалу нагрузки. Пиковая нагрузка – оставшаяся часть графика, расположенная выше горизонтальной линии, проведенной на уровне дневного провала нагрузки.
|
|
|
Базовую часть графика нагрузки покрывают АЭС, регулирование мощности которых затруднено по технологическим причинам и из соображений безопасности. Кроме того, в базовую часть графика входят крупные ГЭС при условии достаточного запаса воды в водохранилище, особенно во время паводков, чтобы избежать сброса воды помимо гидроагрегатов. Сюда же можно отнести ГЭС, пропуск воды на которых стабилен из-за необходимых условий судоходства и санитарных требований. И, наконец, к базовой части относятся ТЭЦ, работающие по теплофикационному графику, электрическая мощность которых жёстко связана с выработкой тепловой мощности и поэтому не может изменяться в широких пределах.
Полупиковая часть графика покрывается за счёт КЭС, которые должны бóльшую часть времени в сутках работать в стабильном режиме. Это объясняется тем, что с одной стороны выработка электроэнергии на КЭС не связана с выработкой тепловой энергии, а с другой стороны частые пуски и остановы блоков невозможны. Пуск блока КЭС может продолжаться несколько часов, что обусловлено необходимостью плавного прогрева металлических частей турбины и генератора. На рис. 2.7 мощность КЭС резко меняется дважды – в 7 ч и в 23 ч. Привлечение мощных КЭС к регулированию мощности – вынужденная мера, обусловленная большой долей тепловых станций в суммарной мощности ЕЭС. Также в полупиковой части работают некоторые ГЭС.
|
|
|
К покрытию пиковой части нагрузки привлекают наиболее маневренные ГЭС и ГАЭС. В ночном провале графика ГАЭС работает в насосном (то есть двигательном) режиме, накапливая воду в верхнем напорном бассейне. Во время максимумов нагрузки ГАЭС работает в турбинном (то есть генераторном) режиме, выдавая в энергосистему электроэнергию за счёт накопленного за ночь запаса воды. Штриховка на графике подчёркивает роль ГАЭС в выравнивании нагрузки. При отсутствии ГАЭС пришлось бы не только увеличить глубину регулирования КЭС, но и повысить количество воздействий на генераторы КЭС в течение суток.
|
|
|
Также пиковая часть графика нагрузки может покрываться за счёт тепловых электростанций с циклом ГТУ. Как будет показано далее, блоки ГТУ обладают высокой маневренностью, но вместе с тем – высокой себестоимостью производства электроэнергии. Ещё более неэкономичными блоки ГТУ становятся при их неполной нагрузке. Поэтому, в отличие от гидроагрегатов, которые можно разгружать до 100 % и паротурбинных установок с допустимой глубиной разгрузки (40...60) %, мощность газотурбинных установок желательно использовать полностью. На электростанциях, где установлено несколько ГТУ, снижение мощности должно производиться не частичным разгружением работающих агрегатов, а поочередным их отключением.
Рис. 2.7. Суточный график нагрузки энергосистемы
Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 786; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!