Меню

Режимы работы электроэнергетического оборудования



Режим энергетической системы

Режим энергетической системы (режим энергосистемы) — это некоторое состояние, которое определяется значениями параметров режима: мощности, напряжения, токи, частота и другие физические величины характеризующие процесс преобразования, передачи и распределения электрической энергии. Всё величины характеризующие режим энергосистемы называются параметры режима.

Общие положения

При решении различных задач управления энергосистемами различают два вида режимов энергосистемы:

  • Установившийся режим, который характеризуется практически неизменными параметрами режима или очень медленными и нерегулярными их изменениями.
  • Переходный режим (процесс) характеризуется быстрыми изменениями параметров режима.

Переходные режимы связаны с возникновением переходных процессов, при которых происходит изменение электрического состояния элементов системы, обусловленное как естественными причинами, так и работой устройств автоматики.

В переходных режимах происходит закономерное изменение во времени одного или нескольких параметров режима в результате действия определенных причин, называемых возмущающими воздействиями. Переходные режимы делятся на

В волновых переходных режимах происходит локальное изменение электрического состояния системы, сопровождаемое резким увеличением электрического разряда в линиях электропередачи с повышением напряжения, связанного с атмосферными воздействиями. Они являются быстродействующими процессами: скорость изменения параметров порядка [math]10^3 — 10^8[/math] Гц. Опасность волновых переходных процессов заключается в появлении перенапряжений, приводящих к повреждению изоляции элементов энергосистем и т. д.

Следует отметить, что при волновых переходных процессах не происходит изменения относительного положения роторов электрических машин и скорости их вращения.

Электромеханические переходные процессы являются низкочастотными. Скорость их протекания изменяется от 0,1 Гц до 50 Гц. Происходит изменение как электрических, так и механических параметров режима. Частным случаем электромеханического переходного режима является режим почти периодического изменения параметров режима — режим синхронных качаний, а также режим ресинхронизации генератором, электростанций и энергосистем, который обычно следует за режимом синхронных качаний.

Электромагнитные переходные процессы сопровождаются изменением электромагнитного состояния элементов ЭС. Механические параметры режима остаются неизменными. Скорость протекания от 50 до 150 Гц.

С точки зрения анализа величины допустимых значений параметров режима принято различать:

  • нормальный установившийся режим, при котором значения параметров режима близки к значениям необходимым для правильной работы потребителей, или лежат в некотором заданном интервале этих значений;
  • нормальный переходный режим, имеющий место при обычной для эксплуатации изменениях схемы электрической сети, а также плановых изменениях режимов работы потребителей и электрических станций;
  • аварийный переходный режим, при котором вследствие аварийных изменений в энергосистеме параметры электрического режима могут значительно и резко отклоняться от значений нормального установившегося режима;
  • послеаварийный установившийся режим, наступающий после окончания аварийного переходного процесса после аварийного отключения элементов энергетической системы; исход аварии считается благоприятным, если параметры послеаварийного установившегося режима близки к параметрам нормального установившегося режима.

Обычно считают, что режим энергосистемы известен (определён), если известны значения всех параметров режима для всех элементов энергосистемы. Например, напряжение на зажимах генератора, характеризует величину напряжения в соответствующей узловой точке; потоки активной и реактивной мощности по концам линии электропередачи характеризует режим работы сетевого элемента (ветви).

Эти примеры парамтеров режима показывают, что все параметры режима можно разделить на две большие группы:

  • параметры режима узловых точек (напряжение, узловые иньекции мощности и т. д.);
  • параметры режима ветвей, характеризующие нагрузку этих ветвей (ток, поток активной и реактивной мощности и т. д.).

Таким образом, одной из основных задач установления режима энергосистемы является обеспечение требуемой величины параметров режима в её узловых точках. Обеспечить требуемой величины узловых параметров режима можно добиться только регулированием параметров режима подходящих к узлу ветвей. так например, для обеспечения требуемой величины напряжения в узле можно регулировать величину перетока реактивной мощности.

Параметры режима отдельных ветвей энергосистемы должны устанавливаться так, чтобы обеспечить требуемые величины узловых параметров режима. Большое множество решений этой задачи определяет возможность постановки задачи оптимизации режима работы отдельных ветвей энергосистемы или всей энергосистемы в целом.

Вследствие того, что в энергосистеме есть огромное количество электроприёмников её нормальный режим не может быть полностью установившимся. В энергосистеме в любой момент времени включаются или отключаются или изменяют, свой режим работы какие-либо электроприёмники при этом изменяются параметры режима энергосистемы. На эти изменения параметров режима оказывают влияния различные автоматические регулирующие устройства: регуляторы скорости вращения первичных двигателей генераторов, автоматические регуляторы возбуждения синхронных машин, регуляторы скорости вращения двигателей и т.д. В результате в энергосистеме постоянно происходит непрерывное изменение режима работы. Но по причине малой мощности отдельных приёмников электрической энергии, изменения их технологического режима приводят лишь к сравнительно малым изменениям параметров режима в узловых точках энергосистемы. Эти малые изменения являются нерегулярными, но только если в энергосистеме нет очень мощных электроприёмников с периодически изменяющимся технологическим процессом. Таким образом, только если пренебречь этими малыми изменениями параметров режима энергосистемы можно говорить об установившемся режиме работы энергосистемы.

Требования к режимам

Режима энергосистемы должны удовлетворять ряду основных требований:

  • надёжность режима работы;
  • бесперебойность энергоснабжения потребителей;
  • обеспечение качества электроэнергии;
  • максимальная экономичность режима.

С точки зрения экономической эффективности энергосистемы вцелом и её отдельных частей важно обеспечить не какой-либо произвольно выборанный уровень надёжности и бесперебойности электроснабжения и, конечно же не максимально возможный её уровень, а некоторый оптимальный уровень. Повышение надёжности энергосистемы связано с повышением затрат, тем большим, чем выше обеспечиваемый уровень надёжности. Увеличение уровня надёжности поэтому может оказаться экономически не оправданным, если возможный ущерб от того, что уровень надёжности не повышен, не перекрывает стоимости необходимых для такого повышения затрат.

При оценке необходимого уровня надёжности и бесперебойности энергосистемы необходимо использовать статистические материалы и методы теории вероятностей для того, чтобы уровень надёжности был оптимальный. Что касается надёжности отдельных элементов при перегрузках, то зачастую, повреждение элемента наносит больший экономический ущерб, чем экономия достигаемая за счёт его недопустимой перегрузки.

Источник

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС И УПРАВЛЕНИЕ ИМИ

Содержание лекции:
3.1. Классификация режимов ЭЭС
3.2. Переходные режимы и процессы
3.3. Нормативные показатели устойчивости и их обеспечение
3.4. Средства управления режимами и их функции
3.5. Регулирование напряжения в электрических сетях
3.6. Регулирование частоты и мощности в энергосистемах
3.7. Основные принципы диспетчерского управления
3.8. Иерархическая система диспетчерского управления ЕЭС России
3.9. Временные уровни управления режимами ЭЭС
3.10. Автоматизированная система диспетчерского управления
3.11. Структура системы противоаварийной автоматики
Контрольные вопросы
Литература для самостоятельного изучения

Классификация режимов ЭЭС

Электроэнергетическая система состоит из элементов, которые можно разделить на три группы:

· основные ( силовые) элементы — генерирующие агрегаты электростанций, преобразующие энергию воды или пара в электроэнергию; трансформаторы, автотрансформаторы, выпрямительные установки, преобразующие значения и вид тока и напряжения; линии электропередач (ЛЭП), передающие электроэнергию на расстояние; коммутирующая аппаратура (выключатели, разъединители), предназначенные для изменения схемы ЭЭС и отключения поврежденных элементов;

· измерительные элементы — трансформаторы тока и напряжения, предназначенные для подключения измерительных приборов, средств управления и регулирования;

· средства управления — релейная защита, регуляторы, автоматика, телемеханика, связь, обеспечивающие оперативное и автоматическое управление схемой и работой ЭЭС.

Состояние ЭЭС на заданный момент или отрезок времени называется режимом. Режим определяется составом включенных основных элементов ЭЭС и их загрузкой. Значения напряжений, мощностей и токов элементов, а также частоты, определяющие процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, называются параметрами режима.

Если параметры режима неизменны во времени, то режим ЭЭС называется установившимся, если изменяются — то переходным.

Строго говоря, понятие установившегося режима в ЭЭС условное, так как в ней всегда существует переходный режим, вызванный малыми колебаниями нагрузки. Установившийся режим понимается в том смысле, что параметры режима генераторов электростанций и крупных подстанций практически постоянны во времени.

Основная задача энергосистемы — экономичное и надежное электроснабжение потребителей без перегрузок основных элементов ЭЭС и при обеспечении заданного качества электроэнергии. В этом смысле основной режим ЭЭС — нормальный установившийся. В таких режимах ЭЭС работает большую часть времени.

По тем или иным причинам допускается работа ЭЭС в утяжеленных установившихся ( вынужденных) режимах, которые характеризуются меньшей надежностью, некоторой перегрузкой отдельных элементов и, возможно, ухудшением качества электроэнергии. Длительное существование утяжеленного режима нежелательно, так как при этом существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации.

Наиболее опасными для ЭЭС являются аварийные режимы, вызванные короткими замыканиями и разрывами цепи передачи электроэнергии, в частности, вследствие ложных срабатываний защит и автоматики, а также ошибок эксплуатационного персонала. Длительное существование аварийного режима недопустимо, так как при этом не обеспечивается нормальное электроснабжение потребителей и существует опасность дальнейшего развития аварии и распространения ее на соседние районы. Для предотвращения возникновения аварии и прекращения ее развития применяются средства автоматического и оперативного управления, которыми оснащаются диспетчерские центры, электростанции и подстанции.

После ликвидации аварии ЭЭС переходит в послеаварийный установившийся режим, который не удовлетворяет требованиям экономичности и не полностью соответствует требованиям надежности и качества элек­троснабжения. Он допускается только как кратковременный для последующего перехода к нормальному режиму.

Для завершения классификации режимов ЭЭС отметим еще нормальные переходные режимы, вызванные значительными изменениями нагрузки и выводом оборудования в ремонт.

Уже из перечисления возможных режимов ЭЭС следует, что этими режимами необходимо управлять, причем для разных режимов задачи управления различаются:

Читайте также:  Промышленное исполнение оборудования это

· для нормальных режимов — это обеспечение экономичного и надежного электроснабжения;

· для утяжеленных режимов — это обеспечение надежного электроснабжения при длительно допустимых перегрузках основных элементов ЭЭС;

· для аварийных режимов — это максимальная локализация аварии и быстрая ликвидация ее последствий;

· для послеаварийных режимов — быстрый и надежный переход к нормальному установившемуся режиму;

Источник

Режимы работы электроэнергетических систем

Режимом электроэнергетической системы (ЭЭС) называется её состояние, определяемое загрузками электростанций (и отдельных энергоблоков) по активной и реактивной мощности, напряжениями узлов, загрузкой сетевых элементов и другими переменными величинами, называемыми параметрами режима (режимными параметрами), характеризующими процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Иногда понятие «режим» используется в более широком смысле, т.е. рассматривают как переменную также и топологию сети. Различают энергетические, гидроэнергетические и электрические режимы.

Энергетические режимы (ЭнР). Планирование ЭнР состоит в определении состава и загрузки по активной мощности (загрузка по реактивной мощности относится к электрическим режимам) электростанций различных типов (с учётом импорта из других энергосистем) для покрытия нагрузки ЭЭС и выполнения экспортных поставок в любой момент времени (обычно на каждый час), а также резервов мощности.

Энергетический режим является нормальным, если обеспечен баланс активных мощностей ЭЭС в любой момент времени при значениях частоты, соответствующих стандарту. Мерой нарушения баланса активных мощностей может служить отклонение частоты от номинального значения или непосредственно небаланс мощности , где – отклонение частоты от номинального значения (допустимые отклонения частоты регламентируются ГОСТ); – частотный статический коэффициент ЭЭС, МВт/Гц.

Оптимизация энергетического режима – покрытие нагрузки при минимальных затратах с соблюдением всех ограничений. В качестве исходной информации используются:

— прогнозы суточных графиков нагрузки ЭЭС в целом и отдельных её частей, а также графики внешних поставок электроэнергии;

— графики загрузки АЭС и других блок-станций;

— диапазоны загрузок конденсационных агрегатов, использующих различные виды топлива;

— режимы загрузки ТЭЦ по тепловому графику;

— энергетические характеристики (характеристики относительных приростов) отдельных агрегатов или их групп на ТЭС;

— расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности;

— суточная выработка ГЭС и ГАЭС;

— модель электрической сети с учётом планируемых ремонтов сетевых элементов, а также значения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях ЭЭС при указанных ремонтах.

В результате оптимизации энергетического режима получают суточные графики загрузки по активной мощности всех электростанций и как производные графики сальдо отдельных ЭЭС и энергообъединений, а также графики загрузки контролируемых межсистемных связей.

Различают долгосрочное (год, квартал, месяц) и краткосрочное (неделя, день) планирование ЭнР. При долгосрочном планировании гораздо больше неопределенностей, связанных с погодой, аварийными ремонтами генерирующего и сетевого оборудования, поэтому ориентируются на среднюю температуру окружающей среды, нормальную схему сети, а резервы мощности принимают тем больше, чем больше планируемый период. При краткосрочном планировании прогноз потребления составляется с учётом прогноза погоды, учитываются ограничения пропускной способности сетей, связанные с планами ремонтов сетевого оборудования и (или) устройств противоаварийной автоматики, а при оперативном планировании (на предстоящий час) – также аварийные ремонты и погрешности прогноза потребления.

В крупных энергообъединениях планирование ЭнР осуществляется по иерархическому принципу. При этом от областных энергосистем в ОДУ, а от ОДУ в ЦДУ поступает информация о прогнозах потребления (включая внешние обмены электроэнергией), о постоянной и регулируемой частях генерации и расходные характеристики по каждому виду электростанций.

При планировании ЭнР в том или ином виде используются разработки гидроэнергетических и электрических режимов (как правило, в виде ограничений). Это допустимые пределы загрузки отдельных электростанций и суточная выработка, допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях (между различными регионами) в полной и ремонтных схемах, получаемые на основе предварительных исследований устойчивости ЭЭС, а также для учёта изменения потерь в электрической сети – чувствительности суммарных потерь в сетях к изменению генерации (или нагрузки) в каждом из узлов схемы.

К трудностям планирования ЭнР можно отнести преодоление неравномерности суточного (недельного с учётом выходных дней) графика нагрузки.

АЭС в ЕЭС России работают в базовом режиме с высоким числом часов использования, определяемым остановами для перезагрузки топлива и ремонтов.

Технический минимум угольных энергоблоков 150–500 МВт составляет от 50 до 80%, в среднем по ЕЭС – примерно 70% и определен для каждого конкретного энергоблока с учётом его состояния, применения «подсветки» мазутом или газом. Газомазутные энергоблоки 300 МВт разгружаются, как правило, 40% (некоторые до 30), более крупные блоки – 800–1200 МВт могут разгружаться до 50–60%.

Малоэкономичные газотурбинные установки используются 1–4 ч в сутки и до 1000 ч в год. Весьма эффективны для преодоления неравномерности суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России работает Загорская ГАЭС мощностью 6×200 МВт), несмотря на их достаточно низкий КПД – около 70%. При этом замыкающие затраты* меняются в течение суток в 3 раза и более, поскольку позволяют выровнять не только пики, но и провалы графика. ГАЭС используются в генераторном режиме 4–6 ч в сутки и до 8 ч в насосном режиме с одним-двумя циклами заполнения и сработки водохранилища в сутки.

Весьма эффективно применение зонных (по времени суток) тарифов для выравнивания графика потребления. Уменьшение тарифа в ночные часы суток и его увеличение в дневные и пиковые часы побуждают потребителей к соответствующей организации их деятельности и приводят к снижению неравномерности суммарного графика нагрузки ЭЭС.

Решающее значение в покрытии суточных графиков нагрузки ЭЭС, и в частности их резкопеременных частей, имеют ГЭС, поэтому паводковый период, когда ГЭС вынужденно работают в базе графика нагрузки для предотвращения потерь энергоресурсов, является наиболее тяжелым для ЕЭС. Их доля в европейской части ЕЭС составляет порядка 14% (для сравнения, в ОЭС Сибири это 60%), и работают они, как правило, в течение суток в резко-переменном режиме при годовом числе часов использования 3000–4000. При этом скорость изменения загрузки составляет примерно 3%/с во всем диапазоне, минимальная загрузка составляет примерно 10–15% и вытекает из требований экологии и всей совокупности водопользователей.

Гидроэнергетические режимы (ГЭР). Задача планирования ГЭР состоит в прогнозировании годовой, квартальной и месячной выработки электроэнергии на каждой ГЭС для долгосрочного планирования и в определении суточной (иногда недельной) выработки для краткосрочного планирования ЭнР. Исходной информацией для планирования ГЭР служат данные многолетних наблюдений после их статистической обработки, результаты гидрологических и метеорологических прогнозов разной перспективности и достоверности. Для разных периодов прогнозирования делаются оценки приточности, расходов, в том числе другими пользователями, естественных потерь; учитываются данные прямых измерений напора и рекомендации по сработке водохранилища, при которых максимизировалась бы выработка электроэнергии на ГЭС. Важное значение имеет подготовка водохранилища к паводку для предотвращения холостых сбросов, имея в виду его случайный характер, и сохранения в любой момент регулировочного диапазона ГЭС.

При оптимизации ЭнР задача состоит в замещении выработкой на ГЭС самых дорогих (обычно мазутных) тепловых энергоблоков.

Электрические режимы (ЭлР). Планирование электрических режимов состоит в определении состава устройств компенсации реактивной мощности и загрузки генераторов по реактивной мощности, а также состава и настройки устройств противоаварийной автоматики (ПА), обеспечивающих реализацию заданного ЭнР (как указано выше, планирование ЭнР, в свою очередь, осуществляется с учётом ограничений, вытекающих из разработок ЭлР). Оптимизация ЭлР состоит в определении состава и загрузки устройств компенсации реактивной мощности, коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов и загрузки по реактивной мощности генераторов при заданной генерации активной мощности, активной и реактивной нагрузки каждого узла и задаваемых допустимых уровней напряжения узлов, соответствующих минимуму потерь активной мощности в энергосистеме.

Другой основной задачей планирования ЭлР является определение областей допустимых режимов, необходимого состава и настройки устройств ПА в различных схемно-режимных ситуациях, в том числе перспективных, необходимых для планирования ЭнР, а также для оперативного ведения режимов с учётом возможной потери в любой момент сетевого элемента или (и) энергоблока. Данная задача решается путем вычисления предельных перетоков мощности в различных сечениях энергосистемы (слабых или потенциально слабых), математического моделирования переходных режимов, вызываемых нормативными возмущениями, с учётом действия ПА.

Различают следующие основные электрические режимы (особые режимы, такие как неполно-фазные, колебательные и др., не рассматриваются):

Нормальный режим – это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных и (или) незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств регулирования частоты, напряжения и т.п.), характеризующийся длительно допустимыми значениями частоты, токов и напряжений, нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, и установившимся послеаварийным режимом, обладающим не менее чем нормативными запасами устойчивости.

Нормальный режим характеризуется допустимыми областями режимных параметров. На практике используют максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях в качестве обобщенной характеристики нормальных режимов, которые исходя из приведённой дефиниции (определения) определяются следующими условиями:

1) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети должен составлять не менее 20%:

,

где – предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной схеме (нормальной, ремонтной); – текущее (или планируемое) значение перетока мощности; – амплитуда нерегулярных колебаний мощности в сечении сети; , – соответственно, суммарная нагрузка, МВт, каждой из подсистем по разные стороны от сечения; – соответственно при автоматическом или ручном регулировании (ограничении) перетока в сечении. Предельный переток практически всегда зависит от ряда факторов, среди которых одни влияют незначительно, другие оказывают на его значение существенное влияние. Поэтому он представляется в общем случае в виде функции учитываемых, существенно влияющих параметров . Остальные, неучитываемые параметры, принимаются по самому пессимистическому варианту;

Читайте также:  Что измерительные системы автоматизированного оборудования

2) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы должен быть не менее 15%, т.е. , где – напряжение (текущее) в узле в этом режиме; – критическое напряжение в этом узле.

Это условие означает, в частности, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счёт снижения перетока мощности в сечении:

где – переток активной мощности, при котором напряжение на промежуточных подстанциях имеет 15%-ный запас по отношению к критическому напряжению;

3) нагрузка любого элемента электрической сети не должна превышать допустимых значений (с учётом разрешенных перегрузок);

4) переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельный по динамической устойчивости переток в том же сечении при всех нормативных возмущениях:

,

где – наименьший предел динамической устойчивости с учётом действия автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) при каждом из нормативных возмущений для данной схемы;

5) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, должен быть не менее 8%, т.е.

Источник

Сайт для электриков

При анализе работы сети различают параметры элементов сети и параметры ее режимов.
Параметрами элементов электрической сети являются сопротивления и проводимости, коэффициенты трансформации. К параметрам сети также относят электродвижущую силу (э.д.с.) источников и задающие токи (мощности) нагрузок. К параметрам режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжений в узлах, фазовых углов, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений или токов и несинусоидальность изменения напряжения и токов в течение периода основной частоты.

Под режимом сети понимается ее электрическое состояние. Рассмотрим возможные режимы работы электрических систем.

При работе в нормальном установившемся режиме значения основных параметров (частоты и напряжения) равны номинальным или находятся в пределах допустимых отклонений от них, значения токов не превышают допустимых по условиям нагревания величин. Нагрузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы
электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Отметим, что нормальным считается режим и при включении и отключении мощных линий или трансформаторов, а также для резкопеременных (ударных) нагрузок. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, вновь наступает установившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.

В переходном неустановившемся режиме система переходит из установившегося
нормального состояния в другое установившееся с резко изменившимися параметрами. Этот режим считается аварийным и наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных и потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или сетях, например при коротких замыканиях и последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напоров воды и т.д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений.

Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будут выведены из работы. При послеаварийных режимах может возникнуть так называемый дефицит мощности, когда мощность генераторов в оставшейся в работе части системы меньше мощности потребителей.

Параметры послеаварийного (форсированного) режима могут в той или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми.

Источник

Режимы работы электроэнергетического оборудования

Рабочие режимы электроэнергетических систем.

Характерной особенностью установившегося режима работы ЭЭС является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. В любой момент установившегося режима ЭЭС суммарная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, равна суммарной потребляемой мощности в этот же момент времени. Такое соотношение вырабатываемой и потребляемой мощностей называется балансом активной мощности [1,5].

Уравнение баланса активной мощности для ЭЭС имеет вид:

где S P г — суммарная генерируемая активная мощность в ЭЭС, включая активную мощность, получаемую из соседних ЭЭС;

S P н — суммарная активная мощность потребителей в ЭЭС, включая активную мощность, передаваемую в соседние ЭЭС;

S P сн — суммарная мощность собственных нужд электростанций;

S P пот — суммарные потери активной мощности;

S P п — суммарное потребление активной мощности.

Баланс активной мощности в ЭЭС составляется для периода прохождения годового максимума нагрузки. Величина суммарной активной мощности потребителей S P н при эксплуатационных расчетах определяется суммированием максимальных мощностей узлов нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимумов kpa . При проектировании развития ЭЭС величина S P н рассчитывается на основании проектных данных и прогнозирования роста нагрузок.

Потери активной мощности в ЭЭС зависят от протяженности линий электрических сетей, числа трансформаций от источников питания до потребителей и составляют 10 – 15% от суммарной активной мощности потребителей S P н. Мощность собственных нужд электростанций S P сн зависит от типа станции, ее оборудования и вида используемого топлива. Для тепловых станций эта величина составляет 5 -12% от мощности станции, для гидроэлектростанций — 0,5 – 1%.

При выполнении равенства (9.1) частота в ЭЭС неизменна и определяется частотой вращения турбин генераторов. Любое изменение генерируемой или потребляемой мощности приводит к изменению частоты в ЭЭС.

Увеличение потребляемой мощности или уменьшение генерируемой мощности равнозначно уменьшению впуска энергоносителя (пара, воды) в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут тормозиться, приводя к уменьшению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки снижение частоты в ЭЭС вызовет уменьшение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с меньшим значением частоты, чем в предшествующем режиме.

Уменьшение потребляемой мощности или увеличение генерируемой мощности равнозначно дополнительному впуску энергоносителя в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут разгоняться, приводя к увеличению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки повышение частоты в ЭЭС вызовет увеличение потребляемой мощности в результате в ЭЭС установится новый режим с большим значением частоты, чем в предшествующем режиме.

Причины изменения частоты в ЭЭС могут быть самыми различными: аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями ЭЭС, резкое увеличение мощности потребителей и т.п.

Отклонение частоты f от ее номинального значение f ном = 50 Гц.

как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОС 13109 -97, который устанавливает нормально допустимые ( ± 0,2 Гц) и предельно допустимые ( ± 0,4 Гц) отклонения частоты

Достаточно жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность.

Повышение частоты, обусловленное избытком генерируемой мощности в ЭЭС, устраняется, как правило, уменьшением впуска энергоносителя в турбины или отключением части генераторов в ЭЭС.

Более сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в ЭЭС. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, недостаточности такого увеличения включают резерв мощности.

При дальнейшем снижении частоты в ЭЭС и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Это системная автоматика выполняется с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците генерируемой мощности, включая и аварийные режимы, снижение частоты ниже уровня 45 Гц было бы исключено полностью. Время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР).

АЧР предусматривает дискретное отключение потребителей по мере снижения частоты в ЭЭС. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на подстанциях электрической сети. Реле частоты, входящее в комплект АЧР, дает сигнал на отключение части линий, питающих потребителей, при снижении частоты в ЭЭС до величины уставки этого реле. Очередность отключения потребителей выбирается по условию минимального ущерба от перерыва электроснабжения.

Регулирование частоты в электрических системах требует изменения мощности, которую генераторы выдают в сеть. Мощность генераторов в установившихся режимах и ее изменения определяются мощностью турбины, которыми эти генераторы приводятся во вращение. Поэтому, рассматривая возможности регулирования частоты в электрических системах, необходимо проанализировать характеристики первичных двигателей – тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования.

Читайте также:  Горные машины и оборудование мггу

На рис.9.1,а изображена характеристика нерегулируемой турбины, мощность которой неизменна, — это прямая, параллельная вертикальной оси, Рт1 = const . Статические характеристики нагрузок по частоте – это кривые 3,1,2, соответствующие нагрузкам Рн3 соответствует частоте f 2 , т.е. увеличение нагрузки от Рн1 до Рн2 приводит к уменьшению частоты от f ном до f 2 .

Если турбина имеет автоматический регулятор скорости, то он изменяет отпуск энергоносителя (пара или воды) через турбину в зависимости от нагрузки. Регуляторы скорости турбин оказывают стабилизирующее влияние на частоту в системе и поэтому часто называются первичными регуляторами частоты. Процесс изменения частоты под действием этих регуляторов называется первичным регулированием частоты.

Регуляторы скорости турбины могут иметь астатическую или статическую (рис.9.1, б и в) характеристику. При изменении электрической нагрузки под действием регулятора скорости либо восстановится номинальная частота, либо установится некоторая новая частота, близкая к f ном .

Рис.9.1. Характеристики регуляторов скорости турбины:

а – нерегулируемая турбина; б – астатическая характеристика; в – статическая характеристика; г – вторичное регулирование частоты (АРЧ)

В первом случае, когда после изменения нагрузки и окончания переходного процесса регулятор восстанавливает номинальную частоту, регулирование называется астатическим (рис.9.1, б). Если при изменении нагрузки и окончания переходного процесса устанавливается новая, отличная от номинальной частота, то такое регулирование называется статическим (рис.9.1, в).

Реальные регуляторы скорости имеют статическую характеристику. Добиться астатической характеристики у регулятора практически очень трудно.

Для астатического регулирования, т.е. для дополнительной корректировки частоты в системе, применяется так называемое вторичное регулирование. В процессе вторичного регулирования осуществляется изменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты переменного тока. Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты (вторичными регуляторами скорости), либо обслуживающим персоналом системы (вручную), который контролирует частоту по показаниям приборов. В результате вторичного регулирования статическая характеристика перемещается параллельно самой себе до тех пор, пока частота не станет номинальной (рис.9.1, г)

Регулирование частоты в электроэнергетической системе осуществляют несколько электростанций. ЭЭС включает в себя большое количество электростанций, работающих параллельно на общую сеть. При изменении потребляемой активной мощности частота в энергосистеме меняется. Если дежурный персонал каждой электростанции начнет регулировать частоту, то частота в ЭЭС не сможет быть восстановлена на уровне номинального значения из-за несогласованных действий персонала различных станций. Поэтому задача регулирования частоты в ЭЭС возлагается не на все, а на одну или несколько электростанций с суммарной мощностью, достаточной для покрытия всех возможных изменений потребляемой мощности в ЭЭС. Такие станции называются балансирующими по частоте.

Как отмечалось выше, характерной особенностью установившегося режима работы ЭЭС является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. Следовательно, в установившемся режиме работы ЭЭС в каждый момент времени соблюдается баланс как активной, так и реактивной мощностей.

S Q г – суммарная реактивная мощность, генерируемая в ЭЭС, включая реактивную мощность, поступающую из соседних ЭЭС;

S Q н — суммарная реактивная мощность потребителей ЭЭС, включая реактивную мощность, отдаваемую в соседние ЭЭС;

S Q сн — суммарная реактивная мощность собственных нужд электростанций;

S Q пот — суммарные потери реактивной мощности;

S Q п — суммарное потребление реактивной мощности в ЭЭС.

Генерация реактивной мощности S Q г в ЭЭС осуществляется не только генераторами электростанций, но и высоковольтными воздушными и кабельными линиями электропередачи (за счет их емкостной проводимости), а также специально устанавливаемыми в ЭЭС источниками реактивной мощности, называемых также компенсирующими устройствами (КУ).

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности можно записать более подробно:

где S Q эс — суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, включая реактивную мощность, поступающую из соседних ЭЭС;

S Q с — суммарное генерирование реактивной мощности воздушными и кабельными линиями электропередачи;

S Q к — суммарная КУ.

Баланс реактивной мощности рассчитывается, как правило, для режима наибольшей нагрузки. Реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций S Q эс , определяется их загрузкой активной мощностью и коэффициентом мощности cos j , номинальное значение которого составляет 0,8 – 0,9. Генераторы являются основными источниками реактивной мощности и вырабатывают около 60% требуемой в ЭЭС реактивной мощности.

Суммарная реактивная мощность потребителей S Q н определяется на основании данных о расчетных активных нагрузках потребителей и коэффициентах мощности этих потребителей.

Потери реактивной мощности в трансформаторах зависят от их загрузки и достигают при одной трансформации 10 – 12% от полной передаваемой мощности.

Потери реактивной мощности в линиях зависят от их протяженности и загрузки и могут достигать 10% от передаваемой по линиям полной мощности.

Реактивная составляющая нагрузки собственных нужд электростанций S Q сн включая потери мощности в трансформаторах собственных нужд, определяется по активной мощности собственных нужд с учетом cos j @ 0,7. Генерация реактивной мощности высоковольтными линиями электропередачи S Q с составляет около 20% требуемой в ЭЭС реактивной мощности.

После оценки значений всех составляющих баланса реактивной мощности рассчитывается требуемая мощность компенсирующих устройств Q к , которую необходимо разместить в ЭЭС.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что, например, емкостной ток лини на холостом ходу повышает напряжение на ее конце. Соответственно избыток генерируемой мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.

Энергосистемы дефицитные по активной мощности, дефицитны и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать из соседних энергосистем, а генерировать в компенсирующих устройствах, установленных в данной энергосистеме.

Рассмотрим, как реагирует нагрузка на изменение режима в простейшей электрической системе, представленной на рис.9.2. Пусть из-за аварии или по другим причинам напряжение U 2 в конце линии понижается.

Рис.9.2. Схема простейшей электрической системы

Рис.9.3. Статические характеристики нагрузки

Покажем, что нагрузка в силу своего положительного регулирующего эффекта повысит напряжение U 2 . Напряжение в конце линии можно представить в следующем виде:

где P k 12 , Q k 12 , — активная и реактивная мощности в конце линии; r 12 , x 12 — активное и реактивное сопротивления линии.

При понижении U 2 в соответствии со статическими характеристиками (рис.9.3) будут уменьшаться значения P 2 и Q 2 , а также P k 12 и Q k 12 , следовательно, будут уменьшаться потери D U 12 , а значение U 2 вследствие этого будут увеличиваться. Рост U 2 при уменьшении D U 12 понятен из приведенной выше формулы в предположении, что U 2 поддерживается постоянным. Все это справедливо в случае, когда

Нагрузка имеет положительный регулирующий эффект при U ³ U кр и отрицательный регулирующий эффект при U U кр . В последнем случае понижение U 2 вызывает рост потребляемой мощности Q 2 , соответственно большая реактивная мощность течет и по линии. Это вызывает увеличение потерь напряжения в конце линии ∆ U 12 , следовательно, уменьшается напряжение в конце линии у потребителя. В соответствии со статической характеристикой U U кр Q 2 снова растет. Это приводит к дополнительному понижению U 2 и т.д. Возникает явление, называемое лавиной напряжения. При такой аварии останавливаются (опрокидываются) асинхронные двигатели. Реактивная мощность асинхронных двигателей растет, баланс Q нарушается, что в свою очередь приводит к понижению напряжения. Остановить снижение напряжения при этой аварии, можно лишь отключив нагрузку. В настоящее время применяются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) на генераторах и мощных синхронных двигателях, стабилизирующее напряжение, поэтому напряжение в системе не понижается ниже критического.

1. Запишите и поясните уравнение баланса активной мощности.

2. Какова величина потерь активной мощности в электрической сети?

3. Какова величина мощности собственных нужд электростанций?

4. Какова причина изменения частота в ЭЭС?

5. Каковы нормально и предельно допустимые отклонения частоты в ЭЭС?

6. Что такое статическое и астатическое регулирование частоты?

7. Какие коэффициенты статизма имеют реальные регуляторы частоты?

8. Что такое первичное и вторичное регулирование частоты?

9. Какие станции называются балансирующими по частоте?

10. Каков критерий оптимального распределения активной мощности между агрегатами электростанции?

11. Запишите и поясните уравнение баланса реактивной мощности.

12. Дайте характеристику составляющим уравнения баланса реактивной мощности.

13. Назовите источники реактивной мощности.

14. Какова величина потерь реактивной мощности в линиях?

15. Какова величина потерь реактивной мощности в трансформаторах?

16. Какие известны показатели качества электрической энергии?

17. Каким показателем оценивается качество частоты?

18. Какими показателями оценивается качество напряжения?

19. Что понимают под отклонением напряжения и каковы причины его появления?

20. Как влияет отклонение напряжения на работу электроприемников?

21. Каковы верхние пределы допустимых отклонений напряжения в сетях 35 – 750 кВ?

22. Что понимают под колебанием напряжения, каковы причины его появления?

23. Как количественно оценивается колебание напряжения?

24. По каким причинам возникает не синусоидальность напряжения? Каковы отрицательные последствия ее появления?

25. Как количественно оценивается не синусоидальность напряжения?

26. Каковы причины появления не симметрии напряжений и отрицательные последствия ее появления?

27. Какими количественными показателями оценивается не симметрия напряжения?

28. Что понимают под провалом напряжения?

29. Как определить диапазон изменения мощности при регулировании частоты?

30. Как влияет крутизна частотной характеристики элементов системы на регулирование частоты?

31. Каковы возможные причины и последствия понижения частоты в энергосистеме?

32. Каковы особенности поведения станции при отсутствии резерва мощности?

33. Каким образом классифицируют изменения частоты в энергосистеме?

Источник