Типы распределительных устройств

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Типы распределительных устройств

В зависимости от назначения, места в ЭЭС и конкретных условий РУ могут быть различного исполнения, каждое из которых имеет определенные преимущества и недостатки, обязательно учитываемые при эксплуатации.

Распределительные устройства с одной системой шин (рис. 1.1, а) экономичны. Они имеют один выключатель на цепь, блокировка разъединителей осуществляется очень просто. При наличии обходной системы шин ремонт выключателя производится без вывода в ремонт присоединения. Для снижения вероятности обесточения всего РУ при повреждениях или отказе выключателя применяется секционирование.

Однако подобная система имеет следующие недостатки:

- необходимость отключения шин или их секций при ремонтах;

- короткие замыкания в зоне шин, отказы линейных и секционных выключателей, а также ремонт в сочетании с отказом выключателей, приводящие к обесточению секций или всей системы шин.

При применении подобного РУ на электростанциях возможности подключения генерирующих источников к одной секции ограничены, а резервные трансформаторы собственных нужд должны предусматриваться на каждой из них.

Распределительные устройства с двумя системами шин (рис. 1.1, б) позволяют осуществить группировку присоединений так, чтобы на каждой из систем шин сочетались генерирующие и потребляющие (сетевые) присоединения. Такое распределение при необходимости позволяет работать в режиме, ограничивающем токи КЗ. При использовании обходной системы шин (рис. 1.1, в) можно выводить в ремонт выключатели без отключения присоединений. При большом числе присоединений системы шин секционируются.

Распределение присоединений между системами шин производится разъединителями, выполняющими в этом случае оперативные функции.

Недостатки подобного РУ:

- большое число операций разъединителями при ремонтах;

- усложненная блокировка разъединителей;

- существенное снижение надежности РУ при ремонте одной системы шин;

Рис. 1.1. Схемы РУ с одной (а), двумя (б) и с обходной системами шин (в)

- при отказе или повреждении шиносоединительного выключателя погасает все РУ, при отказе - секционного выключателя -- две секции одной из системы шин, а при отказе линейного выключателя-- секция или одна система шин;

- на электростанциях резервные трансформаторы собственных нужд должны предусматриваться от каждой секции системы шин.

Эти недостатки привели к использованию РУ, имеющих схемы в виде многоугольников. Стороны многоугольников образуются выключателями, а к вершинам подводятся присоединения, число которых равно числу вершин. Число выключателей в многоугольниках равно числу присоединений. Ремонт выключателей производится без отключения присоединений. Повреждения на присоединениях отключаются двумя выключателями. Разъединители в многоугольниках не оперативные, поэтому их блокировка сравнительно проста.

Особенности подобного РУ:

- при КЗ в области шин отключается одно присоединение;

- вывод в ремонт одного из выключателей многоугольника приводит схему в состояние, равноценное одной системе шин с числом секций, равным числу присоединений;

рис. 1.2. Схемы треугольника (а) и четырехугольника (б)

- отключение выключателя в разомкнутом многоугольнике приводит к его разделению, а в случаях, когда на отдельном участке оказывается нагрузочное при единение -- к его обесточению;

- отказ выключателя при разомкнутом многоугольнике вызывает потерю двух или трех присоединений с разделением. При отделении разнородных присоединений (генерирующего и потребляющего) они выделяются на раздельную или параллельную работу через сеть и сложные объекты ЭС. Наиболее простыв многоугольником является треугольник (рис. 1.2, а). Отказ выключателя в нем полностью обесточивает РУ.

Более совершенной конфигурацией является четырехугольник (рис. 1.2, б), в котором отказ или повреждение выключателя в разомкнутом режиме приводит к отключению двух присоединений.

Самым сложным является шестиугольник (рис. 1.3, а). Для числа присоединений, большего шести, многоугольники не используются.

Для устранения некоторых недостатков применяются связанные многоугольники с выключателями в перемычках. На рис. 1.4 приведена схема связанных четырехугольников. Число выключателей на два больше, чем число присоединений. В этой схеме одна часть присоединений отключается двумя выключателями, а другая -- тремя. Схема имеет следующие особенности: повреждения в области шин приводят к отключению одного присоединения; при отключении выключателя, совпадающем с ремонтом другого выключателя, отключение присоединений менее вероятно, чем в схемах простых многоугольников, так как на участках коммутации тремя выключателями отключений дополнительных присоединений не возникает; ремонт выключателя в перемычке и отключение второй перемычки приводят к разделению четырехугольников.

- По числу выключателей лучшими являются схема 3/2 (полуторная-- три выключателя на два присоединения) и схема 4/3 (четыре выключателя на три присоединения).

Рис. 1.3. Схема шестиугольника (а) и схема 3/2 (б)

- повреждения в области шин приводят к отключению одного присоединения;

- при отключении выключателя, совпадающем с ремонтом другого выключателя, отключение присоединений менее вероятно, чем в схемах простых многоугольников, так как на участках коммутации тремя выключателями отключений дополнительных присоединений не возникает;

- ремонт выключателя в перемычке и отключение второй перемычки приводят к разделению четырехугольников.

По числу выключателей лучшими являются схема 3/2 (полуторная-- три выключателя на два присоединения) и схема 4/3 (четыре выключателя на три присоединения).

рис. 1.4. Схема связанных четырехугольников

На схеме 3/2 (рис. 1.3, б) присоединение отключается двумя выключателями. Наличие линейных разъединителей позволяет при ремонтах присоединений держать замкнутыми выключатели цепочки. Схема содержит шины, не являющиеся в полном смысле сборными. Их ремонт производится без отключения присоединений. При правильном чередовании генерирующих и потребляющих присоединений в цепочке допустимо отключение обеих систем шин, следовательно, КЗ на шинах не связано с отключением присоединений. Отказ выключателей, примыкающих к шинам, приводит к отключению одного присоединения, а выключателей, не примыкающих к шинам,-- к отключению двух присоединений.

При ремонте средних выключателей цепочки и КЗ на шинах отключаются два присоединения, а при ремонте выключателя у шин, совпадающем с КЗ на противоположных шинах, цепочка выделяется на раздельную работу.

При большом числе присоединений шины секционируются, что связано с установкой дополнительных выключателей. Номинальные токи выключателей должны соответствовать худшему случаю. Например, при ремонте выключателя у шин через крайний выключатель цепочки может протекать суммарный ток присоединений.

На начальном этапе развития РУ, когда число присоединений невелико (меньше шести), можно воспользоваться схемой трансформатор-- шины (рис. 1.5). В этой схеме линии коммутируются двумя, а трансформаторы -- тремя-четырьмя выключателями (по числу цепей). Ремонт выключателей не связан с отключением линий, в то время как ремонт шин требует отключения трансформатора.

рис. 1.5. Схема «трансформатор -- шины»

На крупных электростанциях иногда применяют схему генератор -- трансформатор--линия (ГТЛ). В этом случае используют блочную цепь, включающую генератор, трансформатор и ВЛ, так как современные мощные генераторы имеют мощность, соответствующую пропускной способности ВЛ. Коммутация подобных блоков производится на сетевых объектах с приемной стороны этих ВЛ. Подобное присоединение позволяет уменьшить токи КЗ и облегчает компоновочные решения на крупных электростанциях.



2. Требования к системам электроснабжения

электроснабжение генерирующий станция

Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать следующее:

- экономичность;

- надежность электроснабжения;

- безопасность и удобство эксплуатации;

- качество электрической энергии;

- гибкость системы (возможность дальнейшего развития),

- максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов. При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники и отделения цехов разной категории рассматриваются как объекты с разными условиями резервирования.

Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категорий должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.

В соответствии с ПУЭ для электроприемников первой категории должны предусматриваться два независимых взаимно резервируемых источника питания.

В ряде электроприемников первой категории необходимо выявлять наиболее ответственные (особая группа приемников). Для них предусматривается третий независимый источник питания. В качестве третьего источника питания для особой группы и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы собственные электростанции или электростанции энергосистемы (в частности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п. Назначение третьего независимого источника питания -- обеспечение безаварийного останова производства. Завышение мощности третьего источника в целях использования его для продолжения работы производства при отключении двух основных независимых источников питания может быть допущено только при выполнении в проекте технико-экономического обоснования.

Схема электроснабжения электроприемников особой группы первой категории должна обеспечивать:

- постоянную готовность третьего независимого источника к включению и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основных источниках питания;

- перевод независимого источника питания в режим горячего резерва при выходе из строя одного из двух основных источников

питания (в обоснованных случаях может быть допущено ручное включение третьего независимого источника питания).

Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Ко второй категории следует относить только такое технологическое оборудование, без которого невозможно продолжение работы основного производства на время послеаварийного режима.

Для правильного решения вопросов надежности необходимо различать аварийный и послеаварийный режимы работы. Систему электроснабжения следует строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование основных производств предприятия после необходимых переключений. Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются постепени резервирования системы. При этом используются все дополнительные источники и возможности резервирования.

Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109--97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». На промышленных предприятиях могут быть установлены электроприемники с резкопеременными графиками нагрузок (приводы прокатных станов, дуговые электрические печи), однофазные электроприемники (электротермические и сварочные установки, освещение), электроприемники, нарушающие синусоидальность токов и напряже-ний (преобразователи всех типов, дуговые электрические печи и т. п.). Это приводит к возникновению колебаний напряжения, к нарушению симметрии токов и напряжений, к появлению высших гармонических составляющих токов и напряжений. Снижение качества электрической энергии приводит к дополнительным потерям энергии, уменьшает пропускную способность электрических сетей, приводит к сокращению срока службы электрооборудования, электрических машин, конденсаторных установок и т. д.

Качество электрической энергии может быть достигнуто:

- применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);

- уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;

- включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку;

- применением глубоких вводов напряжением 35 кВ и выше для питания крупных дуговых электропечей, главных электроприводов прокатных станов, преобразовательных установок большой мощности и т. д или питания таких электроприемников от отдельных линий непосредственно от энергосистемы, ГПП или ПГВ;

- применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармоник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.

Трансформаторные и распределительные подстанции следует максимально приближать к электроустановкам потребителей электроэнергии, сокращая число ступеней трансформации путем внедрения глубоких вводов, повышенных напряжений питающих и распределительных сетей, дальнейшего развития принципа разукрупнения подстанций, внедрения магистральных токопроводов.

Источники электроэнергии и системы электропередач. Приливные электростанции. Технологические схемы. Компоновка основных сооружений. Классификация. Режим работы.

Основу системы передачи электрической энергии от электрических станций, ее производящих, о крупных районов электропотребления и распределительных узлов ЭЭС составляют различные сети электропередач или отдельные электропередачи внутрисистемного и межсистемного значения (системообразующие сети) и питающие сети напряжением 220 кВ и выше. Их появление вызвано необходимостью размещения крупных ТЭС и АЭС за пределами жилых зон, а так же возможностью выработки части ЭЭ гидроэлектростанциями, расположенными на относительно удаленным расстоянии от городов. Внутрисистемные и межсистемные магистральные линии электропередачи, включая дальние (протяженные) ЛЭП, объединяющие на совместную (параллельную) работу электростанции и более крупные подстанции (районы потребления), составляет системообразующую сеть. Назначение такой сети - формирование ЭЭС и одновременно выполнение функции передачи, транзита электрической энергии.

Одним из основным требований, предъявляемых к таким передающим и связующим сетям, является обеспечение надежности и устойчивости их работы, т.е. обеспечение ее работоспособности во всех возможных состояниях (режимах) - нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных. Решение этой задачи в значительной мере возлагается на большой комплекс автоматических устройств: управление релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики. Совокупность магистральных и системообразующих (передающих) электрических сетей и устройств автоматического регулирования образуют систему передачи электрической энергии.

Приведем краткую характеристику такой системы по ряду показателей, к которым в первую очередь относятся величины передаваемой мощности, номинального напряжения, функциональное значение и дальность передачи, конфигурация (топология) сети.

Системообразующая сеть, является основной сетью энергосистем, предназначена для передачи больших потоков мощности ( от сотен МВт до нескольких ГВт) отдельным потребителям (расстояние до 1000 км и более)и выполняется в основном магистральными линиями электропередачи на переменном токе. Межсистемные линии электропередачи сооружают обычно на напряжение более высокое, чем напряжение внутрисистемных линий соединяемых систем, и включают трансформаторные подстанции по концам. Межсистемные передачи ЭЭ переменным током осуществляется преимущественно на напряжение 500 и 750 кВ. Напряжение 500 кВ используется для системообразующих сетей в энергосистемах со шкалой номинальных напряжений сетей 110-220-500-1150 кВ и напряжение 750 кВ в ОЭС со шкалой 150-330-750 кВ, в которой в качестве следующей ступени возможно напряжение 1800 кВ.

Сети этих напряжений служат для выдачи мощности крупных электростанций, создания межсистемных связей и питания нагрузочных узлов 550/200, 500/110, 330/110 (150) кВ, а в некоторых ЭЭС -линии 220 кВ, используются для внутрисистемных связей: выдачи мощности и связи крупных электростанций, для питания и объединения центров электроснабжения 330/110 (150), 220/110 систем распределения электроэнергии. В мощных концентрированных ЭЭС с развитой сетью 500 кВ сети 220 кВ выполняют, как правило распределительные функции.

Линии электропередачи, передающие потоки равными мощностями группы генераторов или соизмеримыми с установленной мощностью энергосистем, относятся к сильным связям. При пропускной способности, не превышающей 10-15% от установленной мощности меньшей из объединяемых энергосистем, связь между ними характеризуются как слабая. По этим связям практически проводят границу между отдельными ЭЭС.

Если одна из энергосистем постоянно располагает избыточной по балансу мощностью и энергией, стоимость которой ниже, чем в другой энергосистеме, то межсистемная ЛЭП работает с неизменным направлением потока мощности.

Линию электропередачи с переменным направлением потока называют реверсивной (маневренной). Ее роль состоит главным образом во взаимопомощи между соседними сравнительно мощными системами. Различие между магистралями и реверсивными связями часто очень неопределенной.

Условность деления системы передачи и распределения электрической энергии на основные электрические сети, т.е. протяженные (дальние) электропередачи, системообразующие сети и системы распределения электрической энергии по их номинальному напряжению. По мере развития основных сетей (роста нагрузок и присоединения понижающей подстанции, появление новых генерирующих источников и охвата территории электрическими системами) они в большей мере выполняют функцию распределения электроэнергии. Это означает, что сети, выполняющие функцию передающих, системообразующих, с появлением в энергосистемах сетей более высокого напряжения постепенно “передают” им эти функции, превращаясь в распределительные.

Номинальное напряжение линии электропередачи зависит от передаваемой мощности, количества цепей и расстояния (дальности), на которое передается электроэнергия . Выбор номинальных напряжений выполняют на этапе проектирования систем передачи ЭЭ. В данном случае необходимо отметить, что чем больше передаваемая мощность и протяженность линии, тем выше по техническим и экономических причинам должно быть номинальное напряжение электропередачи. На современном этапе развития ЭЭС ориентировочная передаваемая мощность и длинна линии электропередачи в зависимости от класса напряжения характеризуется данными приведенными в таблице №1.

Таблица №1 Передаваемая мощность и дальность передачи

Передача мощности от удаленных электростанций на первых этапах развития межсистемных межсистемной связи выполняются в виде неразветвленной электропередачи напряжением (330) 5001150 кВ (рис. №1). Мощные КЭС или ГЭС имеют блочную схему. К каждому трансформатору присоединяют от одного до трех генераторов, отдающих энергию на шины 500-150 кВ. Далее энергия передается по длинной линии, через понижающую подстанцию в приемную систему, часть нагрузки которой обеспечивается собственными генерирующими станциями .

Если на станции несколько блоков и связующая линия многоцепная, то электропередачи могут выполняться на основе блочной или связной схем. В блочной схеме (рис. №2) дальняя передача мощности осуществляется по отдельным поперечно не связанным электропередачам (блокам) на общую группу шин (подстанций) приемной системы, соединенных между собой связями 110-220 кВ.



Эти связи и станции приемной системы должны удовлетворять потребность мощности в случае выхода из строя какого-либо блока. При отключении цепи (блока) авария локализуется на одной из станции, однако приемная система полностью лишается соответствующей части мощности передающей станции. В связанной схеме (рисунок №3) обеспечивающей большую надежность электроснабжения, многоцепная дальняя ЛЭП имеет вдоль своей трассы несколько соединений - переключательных пунктов (ПП) - между отдельными цепями, делящими длинную линию на короткие участки (250-350 км). Сооружение ПП сопровождается возрастанием количества применяемых дорогостоящих выключателей. Отключение отдельной линии участка сети между переключательными пунктами незначительно увеличивает суммарное сопротивление, что позволяет сохранить передачу заданной мощности по передаче мощности или пропускной способности электропередачи.

Под пропускной способностью электропередачи понимается наибольшая активная трех фаз электропередачи, которую можно передать в длительном установившемся режиме с учетом режимно-технических ограничений. Наибольшая передаваемая активная мощность (предел) электропередачи ограничена условиями статической устойчивости генераторов электрических станций, передающей и приемной части ЭЭС, связанных электропередачей с номинальным напряжением Uном:

и допустимой мощностью по нагреву проводов линии с допустимым током Iдоп:

где Е и U -ЭДС генераторов предающей станции и напряжения приемной системы; и - результирующие (суммарное) индуктивное сопротивление и коэффициент мощности электропередачи.

Из практики эксплуатации ЭЭС следует, что пропускная способность электропередач 500-750 кВ обычно определяется фактором статической устойчивости, для электропередач 220-330 кВ ограничения могут наступать как по условию устойчивости, так и по допустимому нагреву. Предельно передаваемую мощность линии можно сопоставить с ее натуральной мощностью. Приняв неизменными и равными номинальному напряжение по концам линии, перепишем приближенное выражение №1 в виде:

Рнат-натуральная мощность линии без потерь; коэффициент изменения фазы волны напряжения (тока); L- длинна линии. Характерные данные о пропускной способности линии электропередачи приведены в таблицу



Таблица №2 Характеристика пропускной способности линий электропередачи

Обеспечение необходимой пропускной способности электропередачи при удовлетворительных экономических показателях представляет наибольшую техническую трудность.

На дальних ЛЭП использую наиболее высокие из освоенных номинальных напряжений: 500,750 кВ. В ближайшем будущем будет широко применяться напряжение 1150кВ. При более высоком напряжении, как следует из принципиальных выражений №1 и №3, увеличивается предельная мощность электропередачи; наряду с этим снижаются потери мощности и энергии в активном сопротивлении линии. Одновременно возрастает стоимость ВЛ и оборудования подстанций, потери энергии на корону и емкостный ток линии.

Снижение суммарного реактивного сопротивления электропередачи, включающего сопротивление генераторов, так же повышает предел мощности по статической устойчивости. При снижении реактивного сопротивления уменьшается потеря напряжения, но возрастает величина тока короткого замыкания, для отключения которого необходимы более мощные и дорогие выключатели. Суммарное реактивное сопротивление уменьшают за счет применения на удаленной станции генераторов с пониженной величиной синхронного сопротивления и трансформаторов на повышающей подстанции, имеющей сниженное напряжение короткого замыкания и сопротивления. На понижающей подстанции в конце электропередачи устанавливают автотрансформаторы, сопротивление которых меньше, чем у трансформаторов. Расщепление фазы на несколько проводом и совершенствование конструкции расщепленных фаз и конструкции опор линий снижают индуктивность и индуктивное сопротивление линий(примерно на 25-35%), повышают ее натуральную мощность и критическое напряжение короны. При этом усложняется конструкция линий и увеличивается ее стоимость. Возрастание емкости линии при расщеплении вызывает нежелательное увеличение емкостного тока и соответственно ему мощности. Данные о количестве проводов в фазах линий приведены в таблице №2. На ВЛ 220 кВ в редких случаях фаза состоит из двух проводов.

Дальнейшее увеличение придела передаваемой мощности достигается с помощью специальных мер по изменению (компенсации) параметров линий, которые в этом случае именуются компенсированными. Снижение индуктивного сопротивления достигается за счет последовательного включения в линию конденсаторных установок продольной компенсации (УПК), которые повышают стоимость ЛЭП и увеличивают токи короткого замыкания.

Большой емкостной ток дольних линий при сниженной нагрузке вызывает дополнительные потери активной мощности и энергии, активной мощности и энергии, нежелательной или недопустимое распределение в пунктах линии, а также снижение реактивной нагрузки, ЭДС и устойчивости генераторов удаленной станции. Поэтому емкостной ток и соответствующую проводимость линии компенсируют включением на шины высшего напряжения удаленной электростанции и в переключательных пунктах линии установок (реакторов) поперечной компенсации (РПК). При нагрузках, близких к натуральным, РПК отключают. По размерам стоимости РПК близки к трансформаторам соответствующего напряжения и мощности и потребляют электроэнергию. Капитальные вложения в ЛЭП увеличивается также за счет применения дополнительных выключателей для РПК.

Установка устройств продольной и поперечной компенсации по воздействию на режим электропередачи соответствует уменьшению ее длины по сравнению с некомпенсированной электропередачей. При определенных параметрах и расположении УПК эквивалентное продольное сопротивление линий становится активным. Емкостной ток линии возможно полностью компенсировать посредствам РПК. По эквивалентным реактивным параметрам такая компенсированная линия имеет нулевую длину. Электрическая энергия передается электромагнитными волнами, распространяющимися со скоростью, близкой к скорости 300*103 км/с, т.е. за 0,02 с, равной длительности периода при частоте 50 Гц, электромагнитная волна проходит расстояние 6000 км. Линия длинной 3000 км по условию устойчивости обладает повышенной пропускной способностью и называется полуволновой. За счет включения управляемых реактивных элементов (конденсаторов, реакторов) линии, длинна которых отлична от 3000 км, придаются свойства, характерные для некомпенсированной полуволновой линии. Настройка на полуволну может оказаться целесообразной при длине линии 1500-2000 км.

На рисунке №4 изображена упрощенная схема компенсированной ЛЭП 500 кВ повышенной пропускной способности.



По длинной компенсированной линии при максимальной нагрузке экономически нецелесообразно передавать реактивную мощность. Для ее регулирования на приемной подстанции и в некоторых случаях на промежуточных подстанциях или ПП устанавливают источники реактивной мощности (компенсирующие устройства)- синхронные, статические теристорные компенсаторы.

Указанные мероприятия по повышению пропускной способности электропередачи являются достаточно долгими. Опыт, показал, что при возникновении новых промышленных районов более целесообразным является сооружение электропередачи с промежуточными подстанциями, включенными вдоль нее. Подстанции могут совмещаться с переключательными пунктами линии или создаваться вновь (рисунок №5, а). Такая электропередача обладает большой устойчивостью, не требует установки реакторов и т.п. стоимость ЛЭП снижается.

На рисунке №5 изображены упрощенные схемы электропередачи 500 кВ с включенными вдоль линии промежуточными подстанциями ПС1-ПС3. Для повышения устойчивости электропередачи в линию включают последовательно конденсаторы (УПК) (рисунок№5,а) или компенсаторы (синхронные или статические) на промежуточных подстанциях (рисунок №5, б).



На ряду с отмеченными, применяют устройства автоматического регулирования: автоматическое регулирование возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, быстродействующее регулирование мощности турбин, регулирование напряжения по концам электропередачи, быстродействующие выключатели и релейную защиту и др., что способствует повышению устойчивости и пропускной способности электропередачи.

Рассмотренные схемы линий электропередачи (рисунок №1-№5) позволяют доставить электроэнергию потребителям от двух генерирующих источников и называются электропередачами с двусторонним питанием. По мере развития передающей сети в промежуточных пунктах магистральной сети наряду с понижающими подстанциями подключается отдельная электропередача, имеющая генерирующие источники, с оборотом или выдачей мощности (рисунок №6). В итоге формируется узловая система с тремя центрами питания и более высокой устойчивостью и пропускной способностью. В дальнейшем магистральные системообразующие сети, присоединены к двум-трем центрам питания, усложняются и преобразуются в замкнутые многоконтурные передающие сети с сосредоточенными нагрузками (рисунок №7). Замкнутые сети обеспечивают наибольшую надежность, поскольку авария (отключение) на каком-либо участке сети имеет последствия (например, ограничение потребляемой мощности) только для потребителей, непосредственно подключенных к этому участку.

В системах передачи электроэнергии с сосредоточенными нагрузками непрерывность электроснабжения не может быть нарушена отдельной аварией, т.к. электроснабжение подстанций ПС1-ПС4 (центров питания распределительных сетей 6-220 кВ) осуществляется по двум и более линиям от нескольких независимых источников. Однако в замкнутых сетях более сложна, чем в разомкнутых релейная защита и автоматика.

Внутрисистемные передачи электроэнергии, осуществляемые магистральными одно-двухцепными воздушными линиями 220-330 кВ, обеспечивают связь отдельно расположенных электростанций и центров питания 6-220 кВ распределительных сетей.

3. Приливные электростанции

Веками люди размышляли над причиной морских приливов и отливов. Сегодня мы достоверно знаем, что могучее природное явление - ритмичное движение морских вод вызывают силы притяжения Луны и Солнца. Приливные волны таят в себе огромный энергетический потенциал - 3 млрд. кВт.

Идея использования энергии приливов появилась у наших предков добрую тысячу лет назад. Правда, строили они тогда не ПЭС, а приливные мельницы. Одна из таких мельниц, упоминаемая еще в документах 1086 года, сохранилась в местечке Илинг, на юге Англии. В России первая приливная мельница появилась на Беломорье в XVII веке.

В ХХ веке ученые задумались над использованием потенциала приливов в электроэнергетике. Достоинства приливной энергии неоспоримы. Приливные станции можно строить в труднодоступных местах в прибрежной зоне, они не загрязняют атмосферу вредными выбросами в отличие от тепловых станций, не затапливают земель в отличие от гидроэлектростанций и не представляют потенциальной опасности в отличие от атомных станций.

Приливная электростанция (ПЭС) - электростанция, преобразующая энергию морских приливов в электрическую. ПЭС использует перепад уровней «полной» и «малой» воды во время прилива и отлива. Перекрыв плотиной, залив или устье впадающей с море (океан) реки (образовав водоём, называют бассейном ПЭС), можно при достаточно высокой амплитуде прилива (> 4 м) создать напор, достаточный для вращения гидротурбин и соединённых с ними гидрогенераторов, размещенных в теле плотины. При одном бассейне и правильном полусуточном цикле приливов ПЭС может вырабатывать электроэнергию непрерывно в течение 4--5 ч с перерывами соответственно 2--1 ч четырежды за сутки (такая ПЭС называется однобассейновой двустороннего действия). Для устранения неравномерности выработки электроэнергии бассейн ПЭС можно разделить плотиной на два или три меньших бассейна, в одном из которых поддерживается уровень «малой», а в другом -- «полной» воды; третий бассейн -- резервный; гидроагрегаты устанавливаются в теле разделительной плотины. Но и эта мера полностью не исключает пульсации энергии, обусловленной цикличностью приливов в течение полумесячного периода. При совместной работе в одной энергосистеме с мощными тепловыми (в т. ч. и атомными) электростанциями, энергия, вырабатываемая ПЭС, может быть использована для участия в покрытии пиков нагрузки энергосистемы, а входящие в эту же систему ГЭС, имеющие водохранилища сезонного регулирования, могут компенсировать внутримесячные колебания энергии приливов.

На ПЭС устанавливают капсульные гидроагрегаты, которые могут использоваться с относительно высоким кпд в генераторном (прямом и обратном) и насосном (прямом и обратном) режимах, а также в качестве водопропускного отверстия. В часы, когда малая нагрузка энергосистемы совпадает по времени с «малой» или «полной» водой в море, гидроагрегаты ПЭС либо отключены, либо работают в насосном режиме -- подкачивают воду в бассейн выше уровня прилива (или откачивают ниже уровня отлива) и таким образом аккумулируют энергию до того момента, когда в энергосистеме наступит пик нагрузки (рис. 1).

В случае если прилив или отлив совпадает по времени с максимумом нагрузки энергосистемы, ПЭС работает в генераторном режиме. Таким образом, ПЭС может использоваться в энергосистеме как пиковая электростанция.

В 1966 г. во Франции на реке Ранс (рис. 2) построена первая в мире приливная электростанция. Система использует двадцать четыре 10-мегаваттных турбины, обладает проектной мощностью 240 МВт и ежегодно производит около 50 ГВт*ч электроэнергии. Для этой станции разработан приливный капсульный агрегат, позволяющий осуществлять три прямых и три обратных режима работы: как генератор, как насос и как водопропускное отверстие, что обеспечивает эффективную эксплуатацию ПЭС. По оценкам специалистов, ПЭС Ранс экономически оправдана. Годовые издержки эксплуатации ниже, чем на гидроэлектростанциях, и составляют 4% капитальных вложений.

Другая крупная приливная электростанция мощностью 20 МВт расположена в Аннаполис-Ройал, в заливе Фанди (провинция Новая Шотландия, Канада). Она была официально открыта в сентябре 1984 г. Система смонтирована на о. Хогс в устье р. Аннаполис на основе уже существующей дамбы, защищающей плодородные земли от затопления морской водой в период штормов. Амплитуда прилива колеблется от 4,4 до 8,7 м.

В 1968 г. на побережье Баренцева моря в Кислой губе сооружена первая в нашей стране опытно-промышленная ПЭС. В здании электростанции размещено 2 гидроагрегата мощностью 400 кВт. Основоположниками этого проекта были советские ученые Лев Бернштейн и Игорь Усачев. Впервые в мировой практике гидротехнического строительства станция была возведена наплавным способом, который потом широко стал использоваться при строительстве подводных туннелей, нефтегазовых платформ, прибрежных ГЭС, ТЭС, АЭС и защитных гидротехнических комплексов.

В отличие от гидроэнергии рек, средняя величина приливной энергии мало меняется от сезона к сезону, что позволяет приливным электростанциям более равномерно обеспечивать энергией промышленные предприятия.

За рубежом разрабатываются проекты приливных электростанций в заливе Фанди (Канада) и в устье реки Северн (Англия) мощностью соответственно в 4 и 10 млн киловатт, работают небольшие приливные электростанции в Китае.

Пока энергия приливных электростанций обходится дороже энергии тепловых электростанций, но при более рациональном осуществлении строительства гидросооружений этих станций стоимость вырабатываемой ими энергии вполне можно снизить до стоимости энергии речных электростанций. Поскольку запасы приливной энергии планеты значительно превосходят полную величину гидроэнергии рек, можно полагать, что приливная энергия будет играть заметную роль в дальнейшем прогрессе человеческого общества.

Мировое сообщество предполагает лидирующее использование в XXI веке экологически чистой и возобновляемой энергии морских приливов. Ее запасы могут обеспечить до 15 % современного энергопотребления.

33-летний опыт эксплуатации первых в мире ПЭС - Ранс во Франции и Кислогубской в России - доказали, что приливные электростанции:

- устойчиво работают в энергосистемах как в базе так и в пике графика нагрузок при гарантированной постоянной месячной выработке электроэнергии;

- не загрязняют атмосферу вредными выбросами в отличие от тепловых станций;

- не затапливают земель в отличие от гидроэлектростанций;

- не представляют потенциальной опасности в отличие от атомных станций;

- капитальные вложения на сооружения ПЭС не превышают затрат на ГЭС благодаря апробированному в России наплавному способу строительства (без перемычек) и применению нового технологичного ортогонального гидроагрегата;

- стоимость электроэнергии самая дешевая в энергосистеме (доказано за 35 лет на ПЭС Ранс - Франция).

В России выполнены проекты Тугурской ПЭС мощностью 8,0 ГВт и Пенжинской ПЭС мощностью 87 ГВт на Охотском море, энергия которых может быть передана в энергодефицитные районы Юго-Восточной Азии. На Белом море проектируется Мезенская ПЭС мощностью 11,4 ГВт, энергию которой предполагается направить в Западную Европу по объединенной энергосистеме " Восток-Запад".

Наплавная "российская" технология строительства ПЭС позволяет на треть снизить капитальные затраты по сравнению с классическим способом строительства гидротехнических сооружений за перемычками.

Приливные электростанции не оказывают вредного воздействия на человека:

- нет вредных выбросов (в отличие от ТЭС);

- нет затопления земель и опасности волны прорыва в нижний бьеф (в отличие от ГЭС);

- нет радиационной опасности (в отличие от АЭС);

- влияние на ПЭС катастрофических природных и социальных явлений (землетрясения, наводнения, военные действия) не угрожают населению в примыкающих к ПЭС районах.

Подобная технология особенно выгодна для островных территорий, а также для стран, имеющих протяженную береговую линию.

Экологическая безопасность:

- плотины ПЭС биологически проницаемы;

- пропуск рыбы через ПЭС происходит практически беспрепятственно;

- натурные испытания на Кислогубской ПЭС не обнаружили погибшей рыбы или ее повреждений (исследования Полярного института рыбного хозяйства и океанологии);

- основная кормовая база рыбного стада - планктон: на ПЭС гибнет 5-10 % планктона, а на ГЭС - 83-99 %;

- снижение солености воды в бассейне ПЭС, определяющее экологическое состояние морской фауны и льда составляет 0,05-0,07 %, т.е. практически неощутимо;

- ледовый режим в бассейне ПЭС смягчается;

- в бассейне исчезают торосы и предпосылки к их образованию;

- не наблюдается нажимного действия льда на сооружение;

- размыв дна и движение наносов полностью стабилизируются в течение первых двух лет эксплуатации;

- наплавной способ строительства дает возможность не возводить в створах ПЭС временные крупные стройбазы, сооружать перемычки и прочее, что способствует сохранению окружающей среды в районе ПЭС

- исключен выброс вредных газов, золы, радиоактивных и тепловых отходов, добыча, транспортировка, переработка, сжигание и захоронение топлива, предотвращение сжигания кислорода воздуха, затопление территорий, угроза волны прорыва;

- ПЭС не угрожает человеку, а изменения в районе ее эксплуатации имеют лишь локальный характер, причем, в основном, в положительном направлении.

Энергетическая характеристика приливных электростанций

Использование великих сил приливов и отливов Мирового океана, даже самих океанских волн - интересная проблема. К решению ее еще только приступают. Тут многое предстоит изучать, изобретать и конструировать.



Список литературы

1. Бернштейн Л.Б., Приливные электростанции в современной энергетике, М., 1961;

2. Евгений ХРУСТАЛЁВ «Энергия мирового океана» Энергетика и промышленность России, газета: № 6 (22) июнь 2002 года;

3. Жибра Р., Энергия приливов и приливные электростанции, пер. с франц.,

4. Усачев И.Н. Приливные электростанции. - М.:Энергия, 2002.

5.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -- М.: Энергоатомиздат, 1987.

6.Неклепаев Б.Н., Крючков И.С. Электрическая часть станций и подстанций. -- М.: Энергоатомиздат, 1989.

Размещено на Allbest.ru