Другие (нетрадиционные) виды станций.

Кроме основных видов станций рассмотренных ранее (ТЭЦ, КЭС, АЭС, ГЭС) существуют такие как солнечные, ветреные, приливные, геотермальные и т.д. на долю которые приходятся около 0,5% от выработки всей Э.Э. Так по данным журнала «Эл. станции 1996г № 6 дона выработки Э.Э в зависимости от типа станций составляет (в мире и стране).

ТИП	ТЭС	ГЭС	АЭС	Другие
%	62,5	19,4	17,7	0,4

 

 

Примечание:

В последнее время активно внедряются Газотурбинные и пороховые установки, например Комсомольская ГРЭС и ИВТЭЦ-1

ПГУ – парогазовые установки (записано со слов В.С. Козулина, профессора ИГЭУ в марте 1997, (13.03.97)

ПГУ – 325 – парогазовая установка мощностью 325 МВТ.

УПГУ – обязательна герметичность иначе малый к. п.д.

При соблюдении герметичности К.П.Д. = 51.5%

ГУ – газовая установка

УУ – утилизационная установка (котёл)

Предполагается строительство: ПГУ

В Комсомольске, районе ИВТЭЦ – 2, в Ярославле, в Конакове.

По СССР и России выработка э. э. и установленная мощность станции приведены в (М.У № 85, стр 14, табл 3) где

ГвТ
ТвТ

 

С точки зрения потребления Э.Э существуют данные (Эл. станции № 1, 2000г)

Промышленность и строительство – 55,2%

Транспорт – 7,9%

Сельское хозяйство – 8,4%

Бытовая нагрузка – 12 %

Собственные нужды станций и потери при передачи – 15 %

Технологические схемы Эл. Станции

Технологические схемы вычертить самостоятельно, рис с разной Л-ры, можно приложить лекции ОКЭС.

Подстанции

Согласно ПУЭ 4.2.4

ПС – называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения эл. энергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и других вспомогательных устройств и сооружений.

А распределительное устройство по определению ПУЭ. 4.2.2 – Это электроустановка, служащая для приема и распределения эл. энергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства, (компрессорные, аккумуляторные и другие), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы. На ПС до 500КВ, как правило, устанавливаются 3-х фазные трансформаторы, а при очень больших мощностях 110-220КВ и двумя пониженными напряжениями (35 и 6 КВ) принимаются 3-х обмоточные трансформаторы.

Все подстанции в электрической системе занимают свое место и выполняют определённые функции можно классифицировать следующим образом.

 

Согласно определению П.У.Э 4.2.2 и 4.2.9 в зависимости от конструкции подстанции бывают закрытые и открытые, которые могут быть пристроенные, в строенные, внутрицеховые, столбовые (мачтовые).

В зависимости от назначения ПС их можно классифицировать следующим образом:

1. Потребительские, служащие для эл. снабжения потребителей, примыкающих территориально к ПС;

2. Сетевые, служащие для эл. снабжения небольших районов;

3. Системные, служащие для незначительного отбора мощности и осуществления управления перетоком мощности в энергосистеме.

По месту нахождения в сети и способу присоединения к сети подстанции можно распределить на:

1. На тупиковые

2. Ответвительные

 

 

 

3. Проходные

 

4. Узловые (системные)

 

 

Подробнее о подстанциях в МУ № 106 «Схемы электроустановок», стр 30

В зависимости от способа обслуживания ПС бывают:

1. С дежурным на щите управления совместно с распределительными сетями;

2. Обслуживание оперативно выездными бригадами.

Основными требованиями, предъявляемые к ПС является:

1. Надёжное электроснабжение подсоединенных потребителей в нормальном режиме и П/А или ремонтом;

2. Обеспечить транзит мощности через РУВН по межсистемным и магистральным связям.

3. Предусматривать развитие (Краз

4. Учитывать требования противопожарной автоматики и противоаварийной.

 

 

Структурные схемы ПС.

Структурная схема ПС выполняется с учётом надежности электроснабжения и ТЭР. По рекомендациям НТП ПС обычно устанавливается два трансформатора (АТ) иногда устанавливаются 4 трансформатора, если на ПС более РУ ВН 220/110/35/10; 500/330/220/35 и т.п.

Мощность трансформаторов выбирается с учётом наибольших перетоков мощности в П/А или Ремонтных режимах.

Допускается установка одного трансформатора: если потребитель 3-й категории и есть возможность замены трансформатора в течение суток или потребитель 2-й категории и есть возможность резервного питания со стороны РУ СН или РУ НН, на время замены трансформатора.

Более подробно о схемах в МУ,№106 стр 10.

Управление энергосистемами.

Создание и развитие независимых государств на территории бывшего СССР сопровождалось глубоким экономическим кризисом во всех отраслях, что отразилось и в энергетике (таблица по выработке э.э)

Переход от централизованного управления электроэнергетической отраслью к функционированию в рамках отдельных государств показал, что такая (изолированная) работа систем не может полноценно с достаточной степенью надёжности удовлетворять потребности экономики и народного хозяйства в электрической энергии.

В феврале 1992 главами государств содружества было подписано «Соглашение о координации межгосударственных отношений в области электроэнергетики СНГ «, основной целью которого было обеспечение надёжного и устойчивого энергосбережения.

На сегодняшний день (2004 год) 11 из 12 энергосистем государств содружества (кроме энергосистемы Армении) работают параллельно, что создало взаимовыгодные условия, что наиболее ярко проявляется в осенние- зимний максимум и в аварийных ситуациях.

Ядром созданного объединения энергосистем государств содружества является национальная энергосистема Р.Ф –

­ – Единая энергетическая система России

– самая крупная в С.Н.Г. (шесть часовых поясов).

Техническую основу ЕЭС России составляют

440 электростанций с установленной мощностью около 200 ГВТ;

3018тыс.км - ЛЭП;

Единая система диспетчерского регулирования, объединяющая все энергетические объекты в работу с единой частотой 50гц.

Организационную основу ЕЭС России составляют:

1. РАО «ЕЭС РОССИИ» являющийся общим координирующим центром.

2. 74 – энергосистема

3. 34 – крупные электростанции, приведенные выше.

4. 300 – организаций, обслуживающих технологический процесс

На балансе РАО «ЕЭС России» находится 121 ПС с напряжением 330кв и выше в том числе:

750 кв – 7 шт

500 кв – 79 шт

400 кв – 1 шт

330 кв – 34 шт

Установленная мощность тр-ров на ПС составляет 130 тыс МВ.А; реакторов шунтирующих 17,3 тыс МВАР;

синхронных компенсаторов 1,3 тыс МВАР

Диспетчерское (Технологическое и коммерческое) управление ЕЭС России, в основных электрических сетях (330-1150 КВ) осуществляется двухуровневой системой:

1. центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС России расположено в Москве;

2. семь региональных объединенных управлений (ОДУ) объединенных энергосистем (ОЭС):

 

1) Центра (Москва)

2) Северо-запада (СТ-Петербург)

3) Средняя Волга (Самара)

4) Северный Кавказ (Пятигорск)

5) Урал (Екатеринбург)

6) Сибирь (Кемерово)

7) Восток (Хабаровск)

Данная система управления обеспечивает весь цикл управления,включая:

1. долгосрочные планирование режимов на год и месяц и т.д.

2. заключение долгосрочных, на год и более, контроль между субъектами ФОРЭМ на поставку эл. эн, где

ФОРЭМ – федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности.

3. краткосрочное планирование режимов на сутки и неделю

4. оперативное управление в реальном времени

5. автоматическое управление нормальным режимом по частоте и напряжению, ликвидацию возможных с помощью устройств РЗ И ПА.

Действующая система управления показала высокую эффективность, и в России не было за последние 50 лет крупных аварий (системных) которые наблюдались в других странах.