Режимы работы энергосистемы. Виды коротких замыканий.

Виды коротких замыканий

В электрических системах, работающих с заземленной нейтралью, различают четыре вида КЗ:

• Трехфазное (3) симметричное КЗ (cредняя вероятность возникновения трехфазного короткого замыкания в электрической сети для разных классов напряжений составляет 5%),

• Двухфазное (2) КЗ (вероятность 10%),

• Однофазное (1) (вероятность 65%),

• Двухфазное (1,1) КЗ на землю (вероятность 20%).

Вероятность междуфазных замыканий уменьшается с увеличением напряжения сети. Это связано с увеличением междуфазного расстояния (в среднем 0,7 м в сети 6–10 кВ, около 14 м в сети 500 кВ).

Тем не менее, иногда в процессе развития аварии первоначальный вид короткого замыкания переходит в другой, более сложный (например, однофазное КЗ — в двухфазное на землю).

Несимметричные КЗ, а также несимметричные нагрузки образуют в системе поперечную несимметрию. Нарушение симметрии какого-либо промежуточного элемента трехфазной сети (например, отключение одной фазы линии электропередачи) вызывает продольную несимметрию. Повреждения, сопровождающиеся многократной несимметрией (например, обрыв фазы с ее коротким замыканием), называются сложными.

В данном курсе переходных процессов будут рассмотрены трехфазное замыкание и поперечная несимметрия в сети.

 

Причины возникновения и последствия коротких замыканий.

Причины возникновения коротких замыканий

Из всего многообразия причин возникновения КЗ можно выделить несколько основных:

• нарушение изоляции электрооборудования, вызываемое ее старением, загрязнением поверхности изоляторов, механическими повреждениями;

• механические повреждения элементов электрической сети (обрыв провода линии электропередачи и т. п.);

• перекрытие токоведущих частей животными и птицами;

• ошибки персонала подстанций при проведении переключений;

• преднамеренные КЗ, вызываемые действием короткозамыкателей.

Преднамеренные КЗ как средство управления предусматриваются на некоторых подстанциях невысоких классов напряжений с целью экономии выключателей. Специально созданное КЗ отключается РЗ и выключателем на питающей подстанции и, как следствие, снимает напряжение и прекращает электропередачу.

Уменьшение количества КЗ в электрических системах связано со строгим соблюдением Правил технической эксплуатации электроустановок и повышением качества продукции электротехнической промышленности.

Последствия коротких замыканий

Можно выделить несколько последствий КЗ:

1. Системная авария, вызванная нарушением устойчивости системы. Это наиболее опасное последствие, способное привести к значительному технико-экономическому ущербу.

2. Термическое повреждение электрооборудования, связанное с его недопустимым нагревом токами КЗ.

3. Механическое повреждение электрооборудования, вызываемое воздействием больших электромагнитных сил между токоведущими частями.

4. Ухудшение условий работы потребителей. При понижении напряжения, например до 60–70 % от номинального, в течение 1 с и более возможна остановка двигателей промышленных предприятий, что, в свою очередь, может вызвать нарушение технологического процесса, приводящее к экономическому ущербу.

5. Наведение при несимметричных КЗ в соседних линиях связи и сигнализации ЭДС, опасных для обслуживающего персонала.

Наибольшая опасность при коротком замыкании угрожает элементам системы, прилегающим к месту его возникновения. В зависимости от места и продолжительности КЗ его последствия могут иметь местный характер (удаленное от источников питания КЗ) или отражаться на функционировании всей системы.

 

Режимы работы энергосистемы. Виды коротких замыканий.

Режимом энергетической системы называется состояние, определяемое значениями мощностей электростанций, напряжений, токов и других физических переменных величин, характеризующих процесс производства, передачи и распределения электроэнергии и называемых параметрами режима. Параметры режима должны обеспечивать выполнение энергосистемой государственного плана выработки энергии по количественным и качественным показателям.

При проектировании энергосистем их режимы рассчитываются для: выявления требований к маневренном свойствам оборудования электростанций; выбора структуры генерирующих мощностей и определения типа необходимых к сооружению электростанций; оценки головой выработки энергии различных типов электростанций и последующей калькуляции потребности в топливе; выбора схемы развития электрических сетей.

Для анализа условий и показателей работы электростанций обычно рассчитываются суточные режимы работы энергосистемы за ряд характерных суток. При этом определяются участие ГЭС и ГАЭС в соответствии с их водноэнергетическими показателями, экономичное распределение нагрузки между группами агрегатов тепловых электростанций, необходимые пределы регулирования мощности ТЭС и перетоки мощности по межсистемным электропередачам.

Для выбора структуры генерирующих мощностей на отдаленную перспективу (15—20 лет) и определения типа необходимых к сооружению электростанций достаточно рассмотрение суточного режима рабочего дня декабря с последующим приближенным переходом от суточных к годовым показателям по количеству часов использования различных типов электростанций.

Для выявления требований к маневренным свойствам оборудования электростанций рассматриваются четыре суточных режима (суббота, воскресенье, понедельник и рабочий день), представляющих неделю, наиболее «тяжелую» для работы оборудования. Как правило, это неделя декабря. Рассмотрение четырех названных режимов позволяет пропершь техническую необходимость и экономическую целесообразность останова части агрегатов, определить количество останавливаемых агрегатов в отдельных районах (или на отдельных электростанциях) и рассчитал, необходимую скорость их нагруження при последующих пусках.

Для выполнения оценки выработки энергии в годовом интервале различными типами электростанций при компоновке балансов энергии и последующей калькуляции потребности в топливе, а также для нахождения расчетных режимов сетей при выборе схемы, в основном, рассматриваются три характерных суточных режима с переходом от них к годичным показателям.

Распределение нагрузки энергосистемы между электростанциями производится по критериям минимума расхода топлива, минимума затрат на топливо или минимума расхода наиболее дефицитных видов топлива.

При нахождении суточных экономически целесообразных режимов необходим существенный объем исходной информации, так как должны быть заданы;

1) соответствующие суточные графики электрической нагрузки;

2) технические минимумы нагрузки конденсационных агрегатов различных параметров, использующих различные виды топлива (включая АЭС);

3) режим загрузки ТЭЦ по тепловому графику;

4) энергетические характеристики (характеристики относительных приросток) отдельных агрегатов или их групп для ГРЭС, о также для ТЭЦ при работе в конденсационном режиме;

5) расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности;

6) располагаемая и среднесуточная мощность (или среднесуточная выработка) ГЭС для лет разной обеспеченности (как правило, рассчитывается для среднего но водности года 50% обеспеченности);

7) эквивалентная схема замещения электрических сетей, которые должны быть учтены в расчете;

мощность электростанций, участвующих в покрытии максимума нагрузки (рабочая мощность).

Рабочая мощность электростанций определяется исключением из установленной мощности разрывов, ограничений, а также плановых и аварийных ремонтов.

Распределение ремонтов по типам оборудования (и по электростанциям) принимается различным при решении разных задач. Например, При определении рабочей мощности для расчета суточных экономически целесообразных режимов ремонт между отдельными типами агрегатов тепловых электростанций (включая АЭС) распределяется в среднем пропорционально аварийным н ремонтным простоям каждого агрегата.

Фактическое размещение аварийных и ремонтных простоев оборудования может существенно отличаться от среднего расчетного. Поэтому для решения ряда задач проверяются и другие, более «тяжелые» варианты размещения резерва. Например, для выявления требований к маневренным характеристикам оборудования электростанций, для выбора схемы электрических сетей проверяются варианты, когда все оборудование наиболее экономичных электростанций находится в работе.

В результате расчетов но определению суточных экономически целесообразных режимов получается следующая информация о режимах систем:

суточный режим и расход топлива всех релейных групп конденсационных агрегатов;

суточный режим и расход топлива на ТЭЦ различных параметров, в том числе и При работе в конденсационном режиме;

информация о количестве, типе и размещении (в каком нз рассматриваемых узлов) агрегатов, останов которых экономически целесообразен или технически необходим, а также о длительности останова и последующей скорости нагруження;

суточный режим использования гидроэлектростанций;

суточный режим использования специальных пиковых и полупиковых электростанций (ГАЭС, ГТУ, полупнковые агрегаты); суточный режим межсистемных (межузловых) связей во всех рассматриваемых направлениях.

Полученные результаты позволяют получить необходимую информацию для решения перечисленных выше энергетических задач, а также выявить характерные часы, для которых проводятся расчета режимов электрических сетей.

При определении ограниченного количества суточных режимов для перехода к годичным оценочным факторам проводится зондирующий анализ, позволяющий дать оценку количеству рассматриваемых сезонов и их длительность. Календарная длительность каждого сезона определяется в основном двумя показателями:

I) длительностью отопительного периода, в течение которого загрузка ТЭЦ по

тепловому графику на перспективу считается постоянной;

2) продолжительностью зимы, лета и паводка па гидроэлектростанциях, которая выявляется на основании анализа режимов речного стока, с учетом регулирующих, возможностей водохранилищ отдельных ГЭС.

При выборе числа характерных сезонов для каждой энергосистемы выявляется основной фактор, и именно он учитывается при определении количества рассматриваемых сезонов.

Годовое количество часов использования располагаемой мощности отдельных типов оборудования электростанций определяется:

суточным режимом использования отдельных агрегатов, отражающих их сравнительную экономичность (если необходимо — с учетом стоимости топлива);

месячной и недельной неравномерностью режимов электропотребления;

составом оборудования, участвующего в покрытии максимума нагрузки – каждых рассматриваемых суток, отражающим весь резерв мощности на отдельных таких электростанций и их размещение.

Режим работы теплофикационных агрегатов в наиболее напряженный зимний период практически полностью определяется условиями теплоснабжения. Изменение потребности в тепловой энергии, а следовательно, и мощности ТЭЦ в течение суток в среднем по системам ограничивается 5— 15% в зависимости от типа потребителей тепла и уровня загрузки ТЭЦ по тепловому графику.

Использование теплофикационных агрегатов по тепловому графику в годовом разрезе характеризуется годовым числом часов использования: для отопительных ТЭЦ 3500—5000, для промышленных 6000— 7000 ч.

Для атомных электростанций характерна работа в базисном режиме с высоким годовым числом часов использования — до 6000—6500; некоторое снижение его для вновь введенных агрегатов объясняется их недостаточной освоенностью.

Использование блоков в годовом разрезе для недефицитных видов топлива может достигать 6000—6500 ч в год; для видов топлива, по которым баланс складывается напряженно, оно может снижаться до 4000—5000 ч.

Для группы неблочных малоэкономичных КЭС характерно низкое использование мощности (2000—4000 ч) с предельной разгрузкой в ночные часы (до технического минимума, составляющего 30—50% для станции в целом) и при возможности консервации на летний период.

На режимы работы блоков тепловых электростанций решающее влияние оказывают условия покрытия переменной части графика нагрузки, которые постоянно усложняются под действием двух факторов: роста неравномерности потребления электроэнергии, проявляющегося в увеличении абсолютной величины переменной части суточного графика нагрузки, относительном уменьшении ночной нагрузки, углублении провала нагрузки в выходные дин, увеличении скорости нарастания нагрузки в утренние часы;

повышения доли мощности электростанций, рассчитанных на работу «в базисном режиме.

Следует обратить внимание на сложную взаимосвязь режимов работы электростанций с обменными потоками мощности и энергии. Энергосистема, имеющая в структуре генерирующих мощностей значительный удельный вес пиковых ГЭС, может в часы максимума нагрузки располагать избытками мощности, а в остальные часы суток в связи с остановом ГЭС быть дефицитной. Для такой энергосистемы баланс мощности на годовой максимум нагрузки оказывается избыточным, а головой баланс энергии — дефицитным. С другой стороны, энергосистема с неравномерным графиком потребления и большим удельным весом высокоэкономичных базисных электростанций, будучи сбалансированной в максимум нагрузки, может иметь значительный избыток в годовом балансе электроэнергии за счет технических трудностей и экономической нецелесообразности разгрузки своих электростанций в ночные часы, в выходные дни, в летнее время.

Наиболее частой причиной возникновения аварийных переходных процессов являются короткие замыкания.

Короткое замыкание — это непредусмотренное нормальными условиями эксплуатации замыкание между фазами или между фазами и землей.

В местах замыкания часто образуется электрическая дуга, сопротивление которой имеет нелинейный характер. Учет влияния дуги на ток КЗ представляет собой сложную задачу и рассматривается отдельно. Кроме сопротивления дуги в месте КЗ возникает переходное сопротивление, вызываемое загрязнением, наличием остатков изоляции и т. п.

В случае, когда переходное сопротивление и сопротивление дуги малы, ими пренебрегают. Такое замыкание называют металлическим. Расчет максимально возможных токов проводится именно для металлических КЗ.

Виды коротких замыканий

В электрических системах, работающих с заземленной нейтралью, различают четыре вида КЗ:

• Трехфазное (3) симметричное КЗ (cредняя вероятность возникновения трехфазного короткого замыкания в электрической сети для разных классов напряжений составляет 5%),

• Двухфазное (2) КЗ (вероятность 10%),

• Однофазное (1) (вероятность 65%),

• Двухфазное (1,1) КЗ на землю (вероятность 20%).

Вероятность междуфазных замыканий уменьшается с увеличением напряжения сети. Это связано с увеличением междуфазного расстояния (в среднем 0,7 м в сети 6–10 кВ, около 14 м в сети 500 кВ).

Тем не менее, иногда в процессе развития аварии первоначальный вид короткого замыкания переходит в другой, более сложный (например, однофазное КЗ — в двухфазное на землю).

Несимметричные КЗ, а также несимметричные нагрузки образуют в системе поперечную несимметрию. Нарушение симметрии какого-либо промежуточного элемента трехфазной сети (например, отключение одной фазы линии электропередачи) вызывает продольную несимметрию. Повреждения, сопровождающиеся многократной несимметрией (например, обрыв фазы с ее коротким замыканием), называются сложными.

В данном курсе переходных процессов будут рассмотрены трехфазное замыкание и поперечная несимметрия в сети.