Глава 1. 5. Работа электростанций в составе энергетической системы.

Распределение нагрузки между электростанциями в энергосистеме должно обеспечить наиболее эффективную работу станций и минимальные потери в электросетях от перетоков. Характер участия электроустановок (электростанций) в покрытии нагрузки энергосистемы зависит от особенностей технологического процесса, мощности, типа электроустановки и маневренности.

пиковая

полупиковая

базовая часть

Рис. 1.25. Суточный график активных нагрузок энергосистемы с указанием примерного участия в его покрытии различных электростанций

В базовой части графика (рис.1.25.) работают:

- АЭС, регулирование мощности которых затруднительно;

- ГЭС в соответствии с пропуском воды необходимым по условиям судоходства и санитарным требованиям;

- ТЭС, работающие по тепловому графику.

В полупиковой части работают КЭС график нагрузки которых выравнивается ГАЭС и ГЭС малой и средней мощности, работающими в пиковой части графика. ГАЭС от 0 до 7 утра работают в насосном режиме и затем до 22 часов в генерирующем режиме.

Формированием и ведением графика нагрузки занимается режимная группа ЦДС (центральная диспетчерская служба) и диспетчера энергосистемы.

Нагрузка электрической системы слагается из: нагрузок потреби­телей, присоединенных к сетям сис­темы; мощности обмена с сосед­ними системами (эта мощность мо­жет иметь переменное направление, в зависимости от условий); мощ­ности собственных производствен­ных нужд электростанций; по­терь мощности в сетях. Поскольку потребление электроэнергии нерав­номерно, нагрузка системы в целом также неравномерна. Суточный график системы для зимнего дня (рис. 8.1) имеет два максимума:

Рис. 8.1. Суточный график нагрузки энер­госистемы и графики электростанций, участвующих в выработке электроэнергии.

дневной — приблизительно от 9 до 11 ч по местному времени и вечер­ний — приблизительно от 17 до 19 ч. Коэффициент неравномерности на­грузки составляет 0,5—0,8 и коэф­фициент заполнения 0,7—0,9. В су­точном графике различают: базо­вую часть, соответствующую на­грузке Р≤Р_min,полупиковую часть, соответствующую условию Р_min≤Р≤Р_д.н._min; пиковую часть соответствующую нагрузке Р≥ Р_д.н._min.

Нагрузка электрической системы должна быть распределена между всеми электростанциями, суммар­ная установленная мощность кото­рых несколько превышает наиболь­ший максимум нагрузки системы. Покрытие базовой части суточного графика (рис. 8.1) возлагают: а) на АЭС, регулирование мощно­сти которых затруднительно и не­экономично; б) на ТЭЦ, максималь­ная экономичность которых имеет место, когда электрическая мощ­ность соответствует тепловому потреблению (пропуск пара в ступе­ни низкого давления турбин и кон­денсаторы должен быть минималь­ным); в) на ГЭС в размере, соответ­ствующем минимальному пропуску воды, необходимому по санитарным требованиям и условиям судоходст­ва. Во время паводка участие ГЭС в покрытии базовой части графика системы может быть увеличено с тем, чтобы после заполнения водо­хранилищ до расчетных отметок не сбрасывать бесполезно избыток во­ды через водосливные плотины. По­крытие пиковой части графика воз­лагают на ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых допускают частые включе­ния и отключения, быстрое измене­ние нагрузки. Остальная часть графика, частично выравненная на­грузкой ГАЭС при работе их в на­сосном режиме, может быть покры­та КЭС, работа которых наиболее экономична при равномерной на­грузке.

Чем неравномернее график на­грузки системы, тем большая мощ­ность ГЭС и ГАЭС необходима, что­бы обеспечить экономичную работу КЭС, без резкого снижения их на­грузки в ночные часы, а также в выходные и предпраздничные дни или отключения части агрегатов в эти часы. Таким образом, участие ГЭС и ГАЭС в покрытии графика системы при достаточной их мощно­сти позволяет выравнять графики нагрузки КЭС, ТЭЦ и АЭС и обес­печить наибольшую экономичность энергосистемы в целом.

Установленная мощность элект­ростанций энергосистемы. Чтобы обеспечить нормальную работу энер­госистемы, установленная мощность электростанции должна превышать наибольшую нагрузку системы. От­ношение Р_уст,∑ /Р_{нг, max} = К_уст называется коэффициентом установ­ленной мощности. Мощность, рав­ная разности Р_уст,∑ - Р_{нг, max,} представляет собой некоторый запас установленной мощности, необходи­мый для резервирования агрегатов электростанций в случае их повреж­дения, проведения ремонтов, а так­же для обеспечения надежности ра­боты энергосистемы и качества электроэнергии.

Резервная мощность подразделя­ется на вращающийся (или горя­чий) резерв и холодный резерв. Вра­щающийся резерв, как говорит само название, рассредоточен в агрега­тах, нагрузка которых меньше но­минальной; холодный резерв — это мощность в неработающих агрега­тах, которые в случае необходимо­сти могут быть быстро введены в работу.

С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и надежности работы энергосистем (энергообъединений) мощность наи­более крупного агрегата (блока) в энергосистеме, как показывает опыт эксплуатации, не должна превышать 2% установленной мощности энерго­системы (энергообъединения). Мощ­ность же наиболее крупной электро­станции не должна по тем же причинам превышать 8—12% уста­новленной мощности энергосистемы (энергообъединения). Отсюда сле­дует, что агрегаты (блоки) мощно­стью в 500, 800, 1000, 1200 МВт и выше могут быть установлены толь­ко в мощных энергосистемах (энер­гообъединениях) с надежными вну­трисистемными связями.

Практика эксплуатации энерго­систем показывает, что резервная мощность должна быть не менее 10—15% Р_уст,∑. Увеличение резервной мощности ведет к ухудшению технико-экономических показателей энергосистемы, а ее уменьшение — к понижению надежности электро­снабжения потребителей и к трудностям в обеспечении нормальной работы системы.

Ремонт основного оборудования энергосистемы должен проводиться без ущерба для ее нормальной ра­боты и электроснабжения потреби­телей. Наибольшая нагрузка энер­гетической системы увеличивает­ся из года в год. Увеличивается и установленная мощность электро­станций по мере ввода в работу но­вых агрегатов. На рис. 8.2 приведен график наибольших суточных

Рис. 8.2. График наибольших суточных максимумов нагрузки энергосистемы и графики установленной и резервной мощно­сти системы.

на­грузок энергосистемы в течение го­да, откуда видно, что наибольшая суточная нагрузка в начале года равна Р΄_нг В течение весенних и летних месяцев она уменьшается, достигает некоторого минимума, затем быстро увеличивается и к кон­цу года достигает значения Р"_нг> Р΄_нг. Установленная мощность электростанций увеличивается в те­чение года ступенями по мере уста­новки новых агрегатов. В начале года она составляет Р΄_{уст ,} в конце года Р΄΄_уст. Разность ординат графи­ков Р_уст (t) и Р_нг(t) определяет мощность, используемую в качестве резервной мощности Р_рез, а также мощность, которая может быть использована для ремонта агрегатов, Р_рем. Последняя, как видно из рис. 8.2, непостоянна и имеет максимальное значение в те­чение летних месяцев при снижении нагрузки системы. Агрегаты КЭС, ТЭЦ и АЭС, как правило, выводят в плановый ремонт летом, агрегаты ГЭС — зимой, когда речной сток или расход воды в реке резко сни­жается и агрегаты ГЭС не могут быть полностью использованы. За­штрихованная часть графика опре­деляет время и мощность агрегатов, которые могут быть одновременно выведены в ремонт в течение года без ущерба для нормальной работы системы и электроснабжения потре­бителей.

Устройства автоматического включения резерва

Назначение АВР состоит в том, чтобы при авариях, когда по тем или иным причинам исчезает напряжение на од­ной из систем (секций) сборных шин, опознать сложившуюся аварийную ситуацию и без вмешательства персонала автоматически восстановить электроснабжение потребите­лей от резервного источника питания.

Резервными источниками могут быть трансформаторы, линии, а также смежные секции сборных шин, получающие питание от других источников (трансформаторов, линий и т, д.). Резервные источники нормально могут быть отклю­чены, могут находиться только под напряжением или нести нагрузку. В последнем случае источники питания могут резервировать друг друга.

Способы пуска АВР. Схемы АВР приходят в действие при потере напряжения на сборных шинах, питающих нагрузку. При секционированной одиночной системе сборных шин и питании каждой секции от отдельного источника причиной потери напряжения может быть: отключение выключателя рабочего источника релейной защитой, самопроизвольно или ошибочно персоналом; исчезновение на­пряжения на шинах ВН, питающих рабочий источник, когда выключатели его остаются включенными. Исходя из этого применяются два основных способа пуска АВР: вспомога­тельными контактами отключившегося выключателя рабо­чего источника и специальным органом минимального на­пряжения. Пусковой орган минимального напряжения вы­полняется таким образом, что он действует только при дей­ствительном исчезновении напряжения на питающих сбор­ных шинах ВН и не действует при повреждении вторичных цепей трансформаторов напряжения.

Автоматическое включение резерва на подстанциях. На подстанциях наиболее часто применяются АВР трансфор­маторов и секционных (шиносоединительных) выключате­лей.

Автоматическое включение резервного трансформатора. В том случае, когда на двухтрансформаторной подстанции питание потребителей осуществляется от одного из транс­форматоров, второй, как правило, находится в автоматиче­ском резерве. При автоматическом или случайном отключе­нии выключателя НН рабочего трансформатора произойдет переключение вспомогательных контактов в приводе отклю­чившегося выключателя, что приведет к запуску схемы АВР. При этом АВР подействует на включение обоих вы­ключателей ВН и НН резервного трансформатора, если он не находился под напряжением со стороны ВН.

Дели резервный трансформатор включится на неустранившееся КЗ, он отключится релейной защитой (после дей­ствия, АВР—с минимальной выдержкой времени) и вто­рично включаться АВР не будет. Однократность действия АВР является одной из существенных его особенностей.

Сборные шины НН могут потерять питание и при от­ключении выключателя ВН рабочего трансформатора. Для того чтобы в этом случае произошел запуск схемы АВР, вспомогательными контактами отключившегося выключате­ля ВН подается импульс на отключение выключателя НИ. Й„ уже после отключения этого выключателя пройдет мш-пульс от АВР на включение в работу резервного трансфор­матора.

При питании трансформаторов, от разных секций сбор­ных шин, ВН не исключено исчезновение напряжения на одной из них. Схема АВР при этом действовать не будет, по­скольку оба выключателя трансформатора, потерявшего напряжение, останутся включенными. Ранее было сказано, что на этот случай предусмотрен пусковой орган мини­мального напряжения, реле которого запустятся, как толь­ко исчезнет напряжение на шинах ВН, и подадут импульс на отключение обоих выключателей (ВН и НН) трансфор­матора, потерявшего напряжение. После отключения транс­форматора со стороны НН схема АВР будет действовать, как рассмотрено выше.

Автоматическое включение секционного (или шиносоединительного) выключателя. На двухтрансформаторных подстанциях секции сборных шин, как правило, питаются раздельно; секционные выключатели находятся в отключен­ном положении с действием на йих АВР. При отключении любого из трансформаторов произойдет переключение вспо­могательных контактов в приводе выключателя НН. При этом через замкнутые контакты реле положения «Включе­но» в схеме управления этим выключателем подается команда на включение секционного выключателя.

Для быстрого отключения секционного выключателя при его включении на неустранившееся КЗ предусматривается ускорение действия максимальной токовой защиты секцион­ного выключателя после АВР.

При питании взаиморезервирующих трансформаторов от одних общих сборных шин ВН пусковой орган минимально­го напряжения, как было рассмотрено выше, не устанавли­вается, так как при исчезновении напряжения на сборных шинах ВН действие АВР становится бесполезным.

На подстанциях, выполненных по упрощенным схемам (без выключателей со стороны ВН), действие АВР согласу­ется с действием других видов автоматики на этих подстан­циях.