Часть третья м - самообразование

Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования «Вятский государственный университет»

Вечерне-заочный факультет

Кафедра электрических станций

А. П. ПУШКОВ

КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

ЧАСТЬ 3

Некоторые вопросы эксплуатации электрооборудования электрических станций

Для студентов заочного факультета специальности «Электрические станции»

Киров 2013

2

УДК 621.311.002.5(075.8) П 915

Рецензент: кандидат технических наук, доцент кафедры электроэнергетических систем А.В. Вычегжанин

Пушков А.П. Режимы работы электрооборудования электрических станций. Часть 3: Конспект лекций. – Киров: Изд-во ВятГУ, 2013. –63 с.

В конспекте лекций приведены материалы необходимые для изучения

курса «Режимы работы электрооборудования	электрических	станций»,
студентами заочного отделения специальности	Электрические	станции.

Конспект состоит из двух частей. В первой части рассматриваются режимы

работы синхронных генераторов, во второй – вопросы самозапуска агрегатов

собственных нужд электростанций. Третья часть посвящена вопросам

эксплуатации оборудования электрических станций.

©А.П. Пушков, 2013

3

Сведения об энергосистемах

Практически все электростанции РФ объединены в энергетические системы. Их насчитывается в настоящее время:

67 – в Европейской части и Сибири; 7 – в Востокэнерго, условно, т. к. Камчатская, Магаданская (включая

Чукотскую), Сахалинская и Якутская не имеют объединения. Фактически объединены лишь Амурская, Дальэнерго и Хабаровская.

Итого энергосистем 74.

Понятие энергосистемы по ПТЭ 14 издания:

«В состав энергосистемы входят электростанции, электрические и тепловые сети, связанные между собой общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом».

Объединение электростанций имеет известные преимущества:

повышает надежность энергоснабжения потребителей за счет широкого

резервирования энергетических	мощностей,
улучшает качество электроэнергии,
обеспечивает сокращение		необходимой	суммарной мощности
электростанций,
дает возможность рационально использовать низкосортные виды
топлива и гидроресурсы,
понижает затраты	на	капитальное	строительство	в
энергетике,

уменьшает потери в сетях и т. д. и в т. ч. существенную роль в повышении экономических выгод от объединения энергосистем в ЕЭС страны дает различие в поясном времени (2—4 ч), позволяющее отказаться от сооружения дополнительных электростанций за счет уменьшения значения совмещенного максимума нагрузки и уменьшения аварийного резерва.

Для более полного использования указанных преимуществ объединения отдельные энергосистемы также объединяют. Объединение производится по ЛЭП 220 … 500 кВ. (330 – 750 – 1150).

Понятие объединенной энергосистемы поо ПТЭ 14 издания:

«В состав объединенной энергосистемы входят несколько энергетических систем, связанных общим режимом работы и имеется

общее диспетчерское управление».

Энергетические систем объединены в объединенную энергетическую систему европейской части страны и объединенные энергосистемы Сибири и Дальнего Востока. Мощные электростанции и объединенные энергосистемы связаны между собой линиями электропередачи напряжением 220—330—500 кВ, a в отдельных случаях—750 кВ (действующая электропередача 750 кВ Конаково — Ленинград, связывающая ОЭС Северо-Запада (Севзапэнерго) и Центра (Центрэнерго)). Вводится в промышленную эксплуатацию ВЛ

4

напряжением переменного тока 1150 кВ, сооружаемая для транспорта электроэнергии в европейскую часть страны из Сибири.

Объединенных энергосистем – 7:

1.ОЭС Центра (Центрэнерго) – 19 энергосистем;

2.ОЭС Северо-Запада (Севзапэнерго) –10 энергосистем;

3.ОЭС Средней Волги (Волгаэнерго) – 7 энергосистем;

4.ОЭС Урала (Уралэнерго) – 9 энергосистем;

5.ОЭС Северного Кавказа (Южэнерго) – 12 энергосистем;

6.ОЭС Сибири (Сибирьэнерго) –10 энергосистем;

7.ОЭС Востока (Востокэнерго) – 7 энергосистем. Объединенные энергосистемы также объединяются. Понятие единой энергосистемы по ПТЭ 14 издания:

«В состав единой энергосистемы входят объединенные

энергосистемы, соединенные межсистемными связями, охватывающие значительную территорию страны, при общем режиме работы и имеющие

центральное диспетчерское управление».

Структура ЕЭС РФ

В современных ПТЭ (1996 года и более поздних изданий) эти определения упрощены (отчасти это связано с переходом к рыночным отношениям):

«Основным технологическим звеном энергопроизводства является энергосистема, представляющая собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (энергообъектов), связанных

общностью режима работы и имеющие централизованное оперативно- диспетчерское управление».

5

Оперативное управление объединенных энергетических систем

осуществляется центральным диспетчерским управлением ЕЭС РФ по структурной схеме, приведенной на рис. 1, представляющей иерархическую систему.

ЦДУ

ЕЭС

ОДУ

ОДУ

ОДУ

ОЭС

ЭС

РДУ

РДУ

РДУ

РДУ

РДУ

РДУ

Рис.1. Укрупненная структура оперативно-диспетчерского управления ЕЭС РФ

Для оперативно-диспетчерского управления в 2002 году было создано Открытое акционерное общество «Системный оператор – Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы».- «СО – ЦДУ ЕЭС»

Оперативное управление энергосистемами включает в себя:

долгосрочное и краткосрочное планирование состояния и загрузки оборудования и

оперативно-диспетчерское и автоматическое управление.

Кроме того в условиях рыночной экономики на СО возложены функции:

обеспечение эффективного функционирования оптового, розничных рынков электроэнергии и рынка мощности;

управление режимами параллельной работы российской энергосистемы и энергосистем зарубежных государств.

Долгосрочное планирование обеспечивает:

6

планирование режимов на месяц — квартал — год, расчеты устойчивости, расчеты токов короткого замыкания,

определение продолжительности ремонтов, выбор параметров настройки релейных защит, противоаварийной и

системной автоматики,

расчеты надежности.

Краткосрочное планирование решает те же задачи, но за несколько суток.

Оперативно-диспетчерское управление обеспечивает руководство оперативной деятельностью энергосистем и отдельных электростанций в течение суток, включая и ликвидацию аварийных ситуаций.

Дежурный персонал диспетчерских пунктов контролирует выполнение графиков нагрузки и межсистемных перетоков, следит за поддержанием частоты и напряжения в узловых точках систем, руководит ликвидацией аварий и оперативными переключениями в энергосистемах и на межсистемных связях.

Следует иметь в виду, что главные схемы электрических соединений ТЭС органически входят в общую электрическую схему энергосистемы, а более крупных электростанций— и в схему ОДУ. Основное оборудование — энергоблоки, коммутационная аппаратура элементов главных схем ТЭС— находится в оперативном управлении ЦДП энергосистемы или ОДУ.

Управление производственными процессами в электрической части на электростанциях осуществляется электрическим цехом, в который входит оперативный (сменный) персонал, ремонтный персонал и персонал электролаборатории.

Организация эксплуатации электрической части электростанций

Организация эксплуатации электрической части электростанции включает в себя:

1.приемку в эксплуатацию оборудования и сооружений;

2.подготовку персонала;

3.укомплектование рабочих мест необходимой технической документацией;

4.собственно эксплуатацию, состоящую в свою очередь из:

оперативного обслуживания и ремонтного обслуживания оборудования.

Руководством для персонала в его работе являются: правила технической эксплуатации, правила техники безопасности, правила устройства электроустановок, местные инструкции и другие директивные материалы.

Остановимся подробнее на последнем пункте – оперативном и ремонтном обслуживании.

7

Правила технической эксплуатации требуют обеспечения нормального качества энергии — постоянства частоты и необходимого уровня напряжения, выполнения графика нагрузки и наибольшей экономичности работы. Выполнение этих требований на каждой отдельной установке зависит от согласованности ее работы с другими энергетическими установками. Нарушение нормального режима одной из них отражается на работе смежных установок (как правило, немедленно). Для восстановления нормальной работы необходимо провести изменения режимов работы этих установок, причем эти изменения должны быть строго согласованы между собой, выполняться точно и быстро. Очевидно, что такая согласованность возможна только при наличии единого руководства работой всех установок, электрически связанных между собой.

Такое руководство осуществляется диспетчерской службой энергетической системы через дежурного диспетчера. Диспетчерская служба задает режим работы оборудования, контролирует выполнение заданий, вносит изменения в заданный режим в случаях необходимости, руководит переключениями при изменениях в рабочих схемах и при ликвидации аварий. Распоряжения дежурного диспетчера выполняются дежурным персоналом электростанций, подстанций и сетей, подчиненным диспетчеру в оперативном отношении.

Согласно иерархическому принципу управления дежурному диспетчеру Единой энергетической системы подчиняется дежурный диспетчер объединенной энергосистемы, которому в свою очередь подчинен дежурный диспетчер системы. Дежурному инженеру системы оперативно подчинены дежурные инженеры электростанций и дежурные инженеры предприятий (местные диспетчеры районов электросетей). У дежурных инженеров электростанций и сетей в оперативном подчинении находятся дежурные техники и дежурные монтеры, ведущие текущий режим работы отдельных участков или отдельных объектов электростанций, электросети, подстанции. Каждый оперативный дежурный находится в оперативном подчинении вышестоящего оперативного дежурного и это подчинение строго соблюдается, оно обеспечивает согласованность работы тесно взаимосвязанных звеньев сложного энергетического хозяйства.

Дежурному персоналу кроме оперативной работы может быть поручен текущий уход за оборудованием, включая устранение неисправностей. В отношении выполнения этих обязанностей и в административном отношении дежурные находятся в подчинении у местного руководителя, который контролирует весь объем их деятельности, включая выполнение распоряжений вышестоящего дежурного. В случаях, когда, по мнению оперативного дежурного, распоряжение вышестоящего дежурного угрожает целости или надежности работы обслуживаемого им устройства, он имеет право и даже обязан обратиться за указаниями к своему непосредственному административно-техническому начальнику.

8

Ремонт оборудования выполняется ремонтным персоналом, который может быть или закреплен за данной установкой и находится в ее штате, или входит в состав ремонтных предприятий и организаций. Границы оперативного и ремонтного обслуживания точно определяются, причем каждый элемент установки закрепляется за определенным лицом (мастером, техником и т. п.), ответственным за его техническое состояние. Как правило, распределение оборудования между различными лицами производится по территориальному признаку – все оборудование, находящееся в каком-либо помещении, закрепляется за одним лицом.

Объем и распределение обязанностей персонала по оперативному и ремонтному обслуживанию оборудования определяются должностными инструкциями и инструкциями по уходу и ремонту для различных видов оборудования.

Оборудование в процессе работы изнашивается, и для восстановления износившихся элементов его требуется ремонт. Ремонт разделяется на

текущий и капитальный.

В текущий ремонт входит смазка и чистка оборудования, устранение мелких неисправностей, не требующих разборки или внутреннего осмотра оборудования.

Капитальный ремонт, как правило, заключается в замене износившихся элементов с тем, чтобы по возможности полностью восстановить все качества и показатели работы, характерные для оборудования при первоначальной установке. В отдельных случаях капитальный ремонт проводится и для того, чтобы убедиться в исправности тех деталей, состояние которых не может быть установлено внешним осмотром или какими-либо испытаниями.

Например, периодически (через один год после начала работы и не реже чем через шесть лет работы в дальнейшем) производится выемка ротора турбогенераторов для осмотра состояния бандажей и клиньев. Через шесть лет после начала эксплуатации назначается внутренний осмотр выемной части трансформаторов для контроля усадки изоляции и отсутствия деформаций крепления обмоток от динамических усилий при сквозных коротких замыканиях.

Иногда капитальный ремонт совмещается с реконструкцией оборудования, после которой оно получает новые качества и свойства. Так, повышается отключающая способность выключателей, увеличивается охлаждающая поверхность у трансформаторов, повышается уровень изоляции распределительных устройств и т. д.

Износ оборудования обычно протекает медленно, постепенно нарастая. Однако существует определенный предел, при переходе за который износ начинает быстро увеличиваться и может повлечь за собой внеплановую остановку или повреждение оборудования. При этом повреждение может

9

развиться, вызвать разрушение других элементов, ремонт усложнится и обойдется дорого.

Поэтому признано рациональным не доводить износа до аварийного состояния, а назначать ремонт через определенные сроки, близкие к началу наступления критического износа. Такой ремонт называется планово-

предупредительным (профилактическим).

ВО П РО С Ы Э КС П Л УАТА Ц И И С И Н Х РО Н Н Ы Х

ГЕ Н Е РАТО Р О В

1.Системы возбуждения и их эксплуатация

а] ВВЕДЕНИЕ

Электромагнитные характеристики системы возбуждения оказывают наряду с электромагнитными параметрами турбогенератора существенное влияние на электромеханические переходные процессы в энергосистеме. Применение более совершенной системы питания и автоматического регулирования возбуждения дает возможность значительно улучшить работу турбогенераторов и энергосистемы в целом. В связи с этим к выполнению системы возбуждения предъявляются определенные требования.

Эти требования относятся к точности поддержания нормального уровня напряжения на выводах турбогенератора или на сборных шинах электрической станции и улучшению переходных электромеханических процессов при кратковременных нарушениях нормального режима. Для этого система возбуждения должна быть достаточно мощной, обладать благоприятными статическими характеристиками, достаточной быстротой действия и по возможности не содержать элементов, вносящих запаздывание в процесс регулирования возбуждения.

Чем больше генераторов электрических станций и синхронных компенсаторов сетевых подстанций обладает такой системой регулирования возбуждения, тем надежнее работа электрической части энергосистемы и тем относительно меньше перегрузка отдельных генераторов и их систем возбуждения при кратковременном нарушении нормального режима работы энергосистемы.

Система возбуждения состоит из источника питания и устройств автоматического регулирования. В различных системах применяются различные источники и различные регулирующие устройства. Характеристики системы возбуждения в целом определяются сочетанием свойств источника питания и автоматического регулирования. В систему возбуждения входит также устройство гашения поля турбогенератора.

Основными требованиями, предъявляемыми к конструкции системы возбуждения, являются:

10

■ прочность конструкции и высокая эксплуатационная надежность для крупнейших турбогенераторов на таком уровне, чтобы не было необходимости в резервном возбуждении;

■ независимость питания обмотки возбуждения турбогенератора от его режима и режима сети

■ правильная и надежная работа системы возбуждения в любых эксплуатационных условиях.

б] ИСТОЧНИКИ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Системы возбуждения могут классифицироваться по различным признакам. По виду источника возбуждения все системы можно разделить на следующие.

1.Системы возбуждения с генераторами постоянного тока (возбудитель). Возбудитель может приводиться во вращение либо от самого генератора (через муфту, или через редуктор), либо от электродвигателя, подключенного к зажимам генератора, или к шинам с.н.

2.Системы возбуждения с генератором переменного тока, связанного с валом генератора; затем переменный ток преобразуется в постоянный с помощью полупроводниковых выпрямителей.

3.Системы возбуждения, в которых используется электроэнергия возбуждаемой машины через вспомогательный трансформатор и выпрямители.

До недавнего (50-е годы прошлого столетия) времени все турбогенераторы имели в качестве возбудителя вспомогательный генератор постоянного тока, механически непосредственно соединенный с валом ротора турбогенератора. При частоте 50 Гц и двухполюсной конструкции турбогенератора номинальная скорость вращения всего агрегата составляет 3000 об/мин. Потери мощности в обмотке возбуждения крупного двухполюсного турбогенератора (100 – 150 МВт) прежней конструкции составляют около 0,2 % номинальной его мощности, а наибольшая мощность возбудителя 300 – 400 кВт. Постройка таких возбудителей при номинальной скорости вращения 3000 об/мин не вызывала затруднений.

Утурбогенераторов нового типа с непосредственным охлаждением обмоток и значительно большей плотностью тока потери мощности на возбуждение гораздо больше и достигают 0,4-0,5% номинальной мощности турбогенератора, т.е. Для турбогенераторов 200—300 МВт необходим источник питания обмотки возбуждения мощностью 1000 – 1500 кВт.

Постройка возбудителей постоянного тока такой большой мощности при номинальной скорости вращения 3000 об/мин невозможна. Геометрические размеры машины постоянного тока ограничены окружной скоростью якоря и коллектора и условиями коммутации тока. Поэтому наибольшая возможная единичная мощность возбудителя постоянного тока зависит от номинальной скорости вращения (см. рис. 2.). Чем скорость меньше, тем возможная