Регулирование графика нагрузки, частоты, напряжения, активной и реактивной мощностей в энергосистеме

Размещено на http://www.allbest.ru/

Регулирование графика нагрузки, частоты, напряжения, активной и реактивной мощностей в энергосистеме

Энергосистемы условно подразделяют на избыточные, дефицитные и самобалансирующиеся в зависимости от соотношения установленной (рабочей) мощности их электростанций и своей нагрузки.

Характерными для энергосистемы являются следующие положения:

*равенство частот во всех узлах системы в любой момент времени;

*принципиальное неравенство по модулю или по фазе напряжений различных узлов при наличии между ними перетоков мощности;

*баланс в каждый данный момент времени активных мощностей источников и потребителей

мощность электростанция генератор

где Р_Г-активная мощность, генерируемая источниками электроэнергии;

Р_НГ-мощность, потребляемая нагрузкой (потребителями);

Р_ПОТ-потери мощности в сетях;

Р_СН-потребление мощности на собственные нужды электростанций (технологический расход).

Увеличение в определенных пределах мощности нагрузки сверх располагаемой мощности электростанций ведёт к снижению частоты в системе, поскольку баланс мощности с учётом регулирующего эффекта нагрузки наступает при пониженной частоте. При чрезмерном увеличении нагрузки может быть нарушена устойчивость работы отдельных генераторов, электростанций и даже энергосистемы в целом.

При уменьшении нагрузки частота в системе может возрастать до тех пор, пока регуляторы частоты электростанций не обеспечат баланс мощности при номинальной частоте сети. Баланс в каждый данный момент времени реактивных мощностей источников и потребителей:

Увеличение реактивной мощности нагрузки ведёт к снижению напряжения в узлах сети, и наоборот, снижение реактивной нагрузки вызывает рост напряжения в узлах сети. Имеющиеся в энергосистемах регулируемые источники реактивной мощности должны обеспечивать поддержание напряжения в узлах сети (при изменении их нагрузки) в заданных пределах, определяемых требованием к качеству напряжения. Оперативное управление энергетикой осуществляют диспетчерские службы, а также дежурный персонал энергоустановок. Диспетчерское управление охватывает четыре уровня территориальной иерархии:

*Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС России;

*Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). На территории России имеются следующие Объединенные энергетические системы (ОЭС): Центра, Северо-запада, Северного Кавказа, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока;

*Региональные диспетчерские управления (РДУ) осуществляют контроль над выработкой (потреблением) электрической энергии, занимаются краткосрочным и долгосрочным планированием и прогнозированием работы местной энергосистемы (ЭС);

*Дежурный персонал электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей, обеспечивающих управление соответствующей энергоустановкой.

Важными вопросами при планировании режимов работы и обеспечении качества функционирования энергосистемы являются, в частности, следующие:

*определение и обеспечение оптимального долевого участия электростанций различного типа в покрытии суммарной нагрузки энергосистем;

*определение размера, обеспечение ввода и распределение по энергосистеме основной и резервной мощностей;

*оптимальное распределение активной нагрузки между электростанциями и их агрегатами;

*оптимальное регулирование перетоков активной и реактивной мощностей по сети;

*оптимальное распределение реактивной нагрузки между генерирующими и компенсирующими элементами ЭС (источниками реактивной мощности) при условии поддержании заданного (расчётного) уровня напряжения в узловых точках сети;

*регулирование частоты в системе в нормальном режиме;

*обеспечение статической и динамической устойчивости энергосистемы, её частей, электростанций и отдельных электрических машин;

*обеспечение нормированной надёжности работы энергосистем, их частей, электростанций, подстанций и отдельных элементов в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

*согласование требований энергосистем с возможностями и параметрами установленного в них оборудования.

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков К_зп=0,5-0,7 и имеет тенденцию к снижению ввиду появления новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления. Суточные графики нагрузки имеют два характерных максимума (дневной и вечерний) с преобладанием вечернего над дневным, (рисунок 1).

Рисунок 1-Суточный график нагрузки энергосистемы

Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различного типа, с тем, чтобы получить в целом по системе положительный экономический эффект. При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами (выработка на необходимом санитарном пропуске воды). В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть - ГЭС с водохранилищами и ГАЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля КЭС и частично ТЭЦ вытесняются в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт их оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируется зимой, а ТЭС и АЭС-весной и летом. В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный и аварийный), составляющий примерно 10-12% установленной мощности энергосистемы, и хозяйственный, составляющий около 3%. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы её общий резерв должен составлять 13-15% установленной мощности.

Реальная мощность нагрузки электростанции равна

где Р_{рез.хол}-мощность холодного не вращающегося резерва;

Р_рез.вр-мощность вращающегося (горячего) резерва.

С учётом устойчивости и надёжности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показал опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5-3,5 установленной мощности энергосистемы. Отсюда следует, что агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах. Регулирование частоты и мощности в энергосистемах. В настоящее время всё производство, практически всё распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока-частота, величина и форма кривой напряжения -приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приёмники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты-50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчётным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качество электроэнергии. Согласно ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии частота в энергосистемах должна поддерживаться с точностью±0,2

Гц (95% времени суток). Допускается кратковременная (не более 72 минут в сутки) работа энергосистемы с отклонением частоты в пределах±0,4 Гц.

Столь жёсткие требования объясняются тем, что частота переменного тока непосредственно связана с частотой вращения агрегатов, преобразующих механическую энергию в электрическую, т.е. генераторов, и агрегатов преобразующих электрическую энергию в механическую, т.е. двигателей. Изменение же частоты вращения, даже небольшое, существенно влияет на режим работы вращающихся механизмов. Снижение частоты приводит к падению производительности насосов, вентиляторов и других механизмов.

Примером механизма, предъявляющего весьма жёсткие требования к точности поддержания частоты вращения, является паровая турбина. Турбостроительные заводы требуют, чтобы частота не оставалась длительно ниже 49,5 Гц и выше 50,5 Гц, иначе возможно повреждение лопаток турбин (резонансная вибрация). Таким образом, наиболее серьёзные требования к точности регулирования частоты предъявляются самими электростанциями.

Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы.

Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в системе небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо, или увеличить активную мощность, вырабатываемую генераторами на электростанциях, или отключить часть потребителей легко переносящих кратковременные перерывы в электроснабжении.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

- первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса активной мощности в любой части системы;

- вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;

- третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

Первичное регулирование осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды). При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя.

Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабжённых АРЧВ, показаны на рисунке 2.

Рисунок 2-Статические характеристики параллельно работающих генераторов

Из рисунка видно, что при снижении частоты до ѓ^// в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ДР₁ и ДР₂ соответственно, что способствует поддержанию частоты в системе ѓ^/. Приращение мощности ДР пропорционально мощности агрегатов и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ДР. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номинальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонение частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты ѓ после появления небаланса мощности. Это объясняется наличием зоны нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределённости в распределении нагрузки между агрегатами. На рисунке 3 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности Дѓ_неч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата.

Рисунок 3-Зона нечувствительности регулятора и агрегата

Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц, а у паровых турбин по техническим условиям до 0,15 Гц.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличии от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами.

С ростом отдельных энергосистем и их объединением с другими менее мощными в одну ОЭС колебание частоты уменьшается, необходимость же в регулировании перетоков резко возрастает, так как увеличивается появление слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

*централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;

*децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

В основе централизованного принципа лежит регулирование одной энергосистемой частоты, т.е. баланса мощности во всей ОЭС независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирования своих перетоков мощности другим энергосистемам не зависимо от частоты. Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеется достаточный резерв мощности и диапазон регулирования, и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации небаланса мощности, возникающего в любой точке ОЭС.

Основным недостатком данного принципа является неравноправие взаимоотношения энергосистем ОЭС, одна из которых несёт затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространён в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран.

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнёров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности.

К недостаткам принципа относятся необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой - «виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима, по командам ОДУ.

Перетоки реактивной мощности осуществляются регулированием на пограничных подстанциях напряжения, которые являются контрольными пунктами, при этом стремятся минимизировать перетоки реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи.

Для пограничных подстанций в нормальных режимах диапазон длительно допустимых уровней напряжения составляет:

для 220 кВ-187-252 кВ

для 330 кВ-47-363 кВ

для 500 кВ-475-525 кВ

для 750 кВ-712-787 кВ

Диапазон длительно допустимых уровней напряжения может иметь другие взаимосогласованные значения, определяемые по условиям устойчивости и надёжности работы оборудования.

Управление перетоками реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи и уровням напряжения в контрольных пунктах осуществляется с учётом текущей ситуации в параллельно работающих системах.

Для поддержания взаимосогласованных уровней напряжения и перетоков реактивной мощности, оперативный персонал энергосистем принимает согласованные решения, учитывая уровни (перепад) напряжения по концам межсистемных линий, направление и величину перетока реактивной мощности по ним, используя:

- имеющиеся резервы реактивной мощности электростанций;

- синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы:

- регулировочные возможности управляемых шунтирующих реакторов;

- регулировочные возможности автотрансформаторов;

- батареи статических конденсаторов;

- другие средства регулирования.

Контрольными пунктами по напряжению являются взаимосогласованные подстанции и электростанции напряжением 220 кВ и выше. Стороны на предстоящий период взаимосогласовывают графики напряжения в контрольных пунктах с возможностью их корректировки при изменении параметров режима. Контроль напряжения в контрольных пунктах и перетоков реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи производится по данным телеизмерений. В спорных случаях приоритетными являются показания измерительных приборов на объектах.

Литература

Борисов Ю.М. Электротехника : учеб. пособие для вузов / Ю.М. Борисов, Д.Н. Липатов, Ю.Н. Зорин. - Изд.3-е, перераб. и доп. ; Гриф МО. - Минск : Высш. шк. А, 2007. - 543 с

Григораш О.В. Электротехника и электроника : учеб. для вузов / О.В. Григораш, Г.А. Султанов, Д.А. Нормов. - Гриф УМО. - Ростов н/Д : Феникс, 2008. - 462 с

Лоторейчук Е.А. Теоретические основы электротехники : учеб. для студ. учреждений сред. проф. образования / Е.А. Лоторейчук. - Гриф МО. - М. : Форум: Инфра-М, 2008. - 316 с.

Федорченко А. А. Электротехника с основами электроники : учеб. для учащ. проф. училищ, лицеев и студ. колледжей / А. А. Федорченко, Ю. Г. Синдеев. - 2-е изд. - М. : Дашков и К°, 2010. - 415 с.

Катаенко Ю. К. Электротехника : учеб. пособие / Ю. К. Катаенко. - М. : Дашков и К ; Ростов н/Д : Академцентр, 2010. - 287 с.

Москаленко В.В. Электрический привод : Учеб. пособие для сред. проф. образования / В.В. Москаленко. - М. : Мастерство, 2000. - 366 с.

Савилов Г.В. Электротехника и электроника : курс лекций / Г.В. Савилов. - М. : Дашков и К, 2009. - 322 с.

Синдеев Ю. Г. Электротехника с основами электроники : учеб. пособие для проф. училищ, лицеев и колледжей / Ю. Г. Синдеев. - Изд. 12-е, доп. и перераб. ; Гриф МО. - Ростов н/Д : Феникс, 2010. - 407 с.

Евдокимов, Ф.Е. Теоретические основы электротехники: учеб. для средн. проф. обр. / Ф.Е. Евдокимов - М.: Academia, 2004. - 560 c.

Данилов, И.А. Общая электротехника с основами электроники / И.А. Данилов -М.: Высш .шк., 2000. - 752 с.

Размещено на Allbest.ru