Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции - Режимы работы и эксплуатация ТЭС - файл Тема1_05.doc


Лекции - Режимы работы и эксплуатация ТЭС
скачать (2015.1 kb.)

Доступные файлы (19):

Tema5_2008.doc484kb.07.01.2010 20:17скачать
ВОПРОСЫ2009о.doc34kb.04.01.2010 14:28скачать
дополнение к теме1_05 ПерсоналТЭС.doc232kb.04.01.2010 17:14скачать
Напряжения в элементах при работе под нагрузкой.doc90kb.07.01.2010 20:10скачать
ПВД_ПНДЭкспплуатация_требования.doc125kb.19.09.2004 01:41скачать
Работа вспомогательного обрудования на частичных нагрузках.doc351kb.04.01.2010 20:12скачать
Сопловое и Дроссельное.doc302kb.04.01.2010 19:38скачать
Тема1_05.doc448kb.17.01.2010 21:22скачать
Тема 10 ДР.doc324kb.07.01.2009 17:35скачать
Тема2_2008.doc53kb.05.01.2009 13:54скачать
Тема3_2008.doc480kb.07.01.2010 20:14скачать
Тема6_2009.doc144kb.05.01.2009 19:44скачать
Тема7_2009.DOC51kb.05.01.2009 19:53скачать
Тема8_2009.doc73kb.07.01.2009 13:43скачать
Тема9.DOC231kb.07.01.2009 16:33скачать
Тема_переменные_ режимы.doc195kb.07.01.2009 18:59скачать
Температурные напряжения.doc192kb.04.01.2010 16:57скачать
Типовые задачи.doc107kb.16.01.2010 19:06скачать
Энергетические характеристики.doc269kb.07.01.2009 18:47скачать

Тема1_05.doc


  1. Общие сведения о работе электростанций в составе энергосистем.




    1. Понятие об энергосистеме.

Электроэнергию, как один из видов продукции предприятия, обладает особенностью: ее практически невозможно складировать и накапливать впрок. Существующие в настоящее время аккумуляторы электроэнергии имеют весьма ограниченную емкость и очень дороги, ввиду чего их широкое использование экономически не оправдано. Это определяет специфику работы электростанций – непрерывность работы и поддержание равенства между генерируемой и потребляемой мощностью в каждый момент времени.

Наряду с электрической энергией часть электростанций отпускает потребителям тепловую энергию в виде пара или горячей воды. Тепловая энергия, как и электрическая, не складируется, но график ее потребления во времени существенно отличается от графика электрической нагрузки и зависит от характера потребителей, времени года, дня недели и часов суток.

Для обеспечения высокой надежности в первую очередь электроснабжения потребителей генерирующие источники и потребители объединяются в энергосистемы. Энергетическая система представляет собой совокупность параллельно работающих электрических станций, повысительных, понизительных и выпрямительных электрических подстанций, линий электропередач (ЛЭП), электрических и тепловых сетей к потребителям, объединенных общностью режима и непрерывностью производства и потребления электрической и тепловой энергии [1].

Использование в подавляющем большинстве на электростанциях электрических генераторов переменного трехфазного тока синхронного типа привело к другой специфике работы электростанций – к связи по общей частоте генерируемого электрического тока. Все это в сою очередь потребовало общего централизованного оперативного управления режимами работы агрегатов, электростанций и всей энергосистемы.

В России имеется большое количество энергосистем, которые в силу исторических причин были созданы по территориальному принципу. Каждая из энергосистем охватывает территорию одной или нескольких областей государственного районирования. Такими, например, являются Мосэнерго, Красноярскэнерго, Ростовэнерго и другие. В настоящее время все энергосистемы представляют собой акционерные общества.

В свою очередь, с помощью ЛЭП энергосистемы еще в период существования СССР были связаны между собой. Группы параллельно работающих энергосистем при общем централизованном оперативном управлении образовали объединенные энергетические системы (ОЭС), такие как ОЭС центра Европейской части России, «Центрэнерго» и другие. Объединением между собой ОЭС тогда была создана Единая Энергетическая Система (ЕЭС) всей страны. Распад СССР и превращение Союзных республик в самостоятельные государства привел к нарушению единства управления в Единой Энергосистеме. Однако электрические связи между энергосистемами в виде ЛЭП сохранились и возможность совместной работы ЕЭС еще сохраняется.

В настоящее время существующие линии электропередач используются для передачи избыточной электроэнергии из энергосистем некоторых стран СНГ в другие страны и энергосистемы с дефицитом электроэнергии с соответствующими финансовыми расчетами. В пределах России ЕЭС функционирует в нормальном режиме.


    1. Основные характеристики электростанций и энергосистем.

Одной из основных характеристик электростанций (энергосистем) является их мощность. При этом используется ряд понятий (показателей) мощности электростанций [2] со следующей терминологией.

Под понятием установленной мощности электростанции (энергосистемы) Nуст понимается сумма номинальных (по паспорту) мощностей всех установленных там первичных двигателей (паровых, газовых или гидравлических турбин или других двигателей) для привода электрических генераторов. Сюда включаются резервные (Np2), а также находящиеся в ремонте или в реконструкции агрегаты (Nрем).

Под располагаемой мощностью электростанции (энергосистемы) Nрасп понимается ее установленная мощность за вычетом мощности агрегатов Nрем, находящихся в ремонте или в реконструкции. Дополнительно учитываются технические ограничения Nогр, связанные с конструктивными или технологическими причинами (недостаточная производительность механизмов собственных нужд, тягодутьевых машин у котлов, низкое качество топлива и другое).В результате располагаемая мощность электростанции (энергосистемы) находится по формуле:

Nрасп = Nуст – Nрем – Nогр

Под рабочей мощностью электростанции (энергосистемы) понимается суммарная по паспортам мощность всех работающих агрегатов. Она получается вычитанием из располагаемой мощности резерва второго рода Np2 (явного резерва) в виде неработающих, но пригодных к работе агрегатов, пуск которых требует, однако, некоторого времени:

Nраб = Nрасп – Nр2

Фактическая - мощность электростанции (энергосистемы) равна рабочей мощности за вычетом скрытого (вращающего) резерва или резерва первого рода Nр1 в виде работающих по графику нагрузки, но не полностью нагруженных агрегатов:

Nмакс = Nфакт = Nраб – Nр1

В практике эксплуатации энергосистем применяются также понятия «горячего» и «холодного» резерва. Под «горячим» резервом здесь понимается сумма вращающегося резерва и мобильной неработающей мощности гидроагрегатов и газовых турбин, быстро переводимых в активный режим работы. К нему же могут быть отнесены агрегаты, работающие в режиме синхронных компенсаторов. Время их в переводе в режим активной нагрузки здесь измеряется минутами и даже секундами.

Под «холодным» резервом понимается рабочая мощность не включенных в работу агрегатов, для подключения которых к работе требуется несколько часов и лишь в некоторых исходных состояниях - только десятки минут (состояние «горячего» резерва).

Описанные выше характеристики электрической мощности электростанций могут быть использованы в качестве показателей теплофикационной мощности теплоэлектроцентралей.

Обычно в состав энергосистем входят электростанции с различной установленной мощностью и различного типа. В состав их кроме тепловых конденсационных электростанций (КЭС или ГРЭС), теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), могут входить атомные электростанции (АЭС), газотурбинные установки (ГТУ), парогазовые установки (ПГУ), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), геотермальные электростанции (ГеоТЭС) и дизельные электростанции (ДЭС). В процессе эксплуатации энергосистемы роль каждой из них индивидуальна и определяется конкретными условиями.


    1. Основные параметры и режимы работы энергосистем и их характеристики.

Режимы работы энергетических систем, их параметры и оптимизация детально рассматриваемая специалистами электроэнергетического профиля энергосистемного направления [1]. Здесь кратко рассматриваются лишь вопросы, важные для эксплуатации энергетических блоков с точки зрения теплоэнергетики.

Режимы энергосистемы – это совокупность ее состояний и процессов перехода из одного состояния в другое, определяющихся большим количеством ее параметров. Основными электрическими параметрами здесь являются частота и напряжение генерируемого тока. Одновременно они являются и показателями качества отпускаемой электроэнергии, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения» [3,4]. Частота электрического тока является общесистемным параметром и должна поддерживаться на уровне 50 Гц. В нормальных режимах работы энергосистемы России допускается отклонение частоты тока в среднем  0,1 Гц, что для паротурбинных агрегатов с номинальной частотой вращения в 3000 об/мин соответствует отклонениям скорости их вращения на  6 об/мин. Допускается временная работа энергосистемы с отклонениями частоты до  0,2 Гц. Кроме того в переходных режимах работы допускается предельное отклонение частоты до  0,4 Гц ( 24 об/мин). Отклонение частоты тока от нормального значения происходит при нарушениях баланса вырабатываемой и потребляемой активной мощности, причинами которого могут быть отклонение нагрузки от графика, предусмотренного планом, обусловленное как неравномерностью потребления в течение суток, так и возможными отказами оборудования как у потребителя, так и у производителя или аварийными ситуациями в электрических сетях, сопровождающимися потерей части генерируемой мощности. Это приводит к временному нарушению баланса мощности в энергосистеме и вызывает отклонение частоты.

Если работа энергосистемы с частотой 50 Гц не может быть обеспечена вследствие отсутствия достаточных резервов активной мощности на электростанциях, должны быть приняты меры по снижению нагрузки. В практике энергосистем России основным методом планового снижения нагрузки является ограничение потребления, вводимое заранее в установленном порядке. При внезапных (аварийных) дефицитах активной мощности для восстановления частоты в энергосистеме применяется отключение потребителей, осуществляемое оперативно. Как ограничения, так и отключения потребителей в аварийных условиях производятся по распоряжению диспетчеров высших ступеней управления в порядке, установленном действующими инструкциями (разгрузка по частоте). Аварийный режим в энергосистеме при невыполнении вышеуказанных мер может привести к отклонению ее параметров за допустимые пределы и к нарушению устойчивости энергосистемы.

В зарубежной практике (США, Англия) [2] для уменьшения нагрузки в энергосистеме широко применяется понижение напряжения у потребителей двумя – тремя ступенями по 2,5%. При этом потребители или предупреждаются заранее (за сутки или менее), или не предупреждаются ( в аварийных условиях).

Напряжение в отличие от частоты является параметром режима, характеризующим качество электроэнергии на данном участке энергосистемы. Допустимые отклонения напряжения здесь от нормы устанавливаются в первую очередь его допустимыми отклонениями на приемниках электроэнергии, при которых обеспечивается ее эффективное использование и надежность работы потребителей. На основании этих допущений устанавливаются нормы отклонения напряжений на шинах пунктов питания распределительной сети. ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально-допустимое отклонение в соответствии с «Нормами качества электроэнергии» по частоте в  5% Гц ( 0,05 Гц или  3 об/мин) и предельно допустимые отклонения напряжения в  10 %. Напряжение в электрической сети регулируется оперативным персоналом в соответствии с заданными графиками напряжения в основных узлах, служащих контрольными точками. Этими графиками, которые задаются в виде двух предельных (наивысшего и наинизшего) уровней или в виде оптимального графика с предельно допустимыми отклонениями, должно обеспечивать поддержание необходимых уровней напряжения в пунктах питания распределительной сети. Задаваемые уровни напряжения при этом должны соответствовать возможностям энергосистемы по располагаемой реактивной мощности и по ее средствам регулирования и должны находиться в пределах, допустимых для оборудования энергосистемы. Поддержание заданных оптимальных графиков напряжения в контрольных точках энергосистемы осуществляется воздействием на возбуждение синхронных машин, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и последовательно включенных регулировочных агрегатов, включением или отключением батарей конденсаторов.

^

1.4. Графики нагрузки энергосистем и электростанций и их характеристики


Неравномерность потребления электрической энергии оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Различают суточную, недельную и сезонную или годовую неравномерность нагрузки. Статистический анализ суточных графиков электрической нагрузки отдельных электростанций и энергосистем в целом за последние несколько десятков лет показывает, что происходит их систематическое разуплотнение. Это объясняется как ростом бытовых нагрузок, так и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время. Обычно различают четыре характерных типа суточных графиков нагрузки – для нормального рабочего дня, субботы, воскресения и понедельника. На рис. 1.1 представлен график нагрузки одной из энергосистем за характерные дни недели. Этот график показывает резкое снижение нагрузки и ее сглаживание в выходные дни, что обусловлено перераспределением бытовой нагрузки в течение суток выходного дня и снижением потребляемой мощности промышленными предприятиями, работающими, в основном, в односменном или двухсменном режиме. В начале понедельника нагрузка снова возрастает.

Суточный электрический график нагрузки энергосистемы обычного рабочего дня (рис. 1.2) чаще всего имеет два пика нагрузки – утренний и вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой принято называть базовой, верхняя часть делится на полупиковую и пиковую зоны.

Для оценки степени неравномерности графиков нагрузки используют ряд показателей:

-коэффициент неравномерности суточной нагрузки (Кнер), равный отношению минимальной нагрузки (Nmin) к ее максимальному значению (Nmax)

Кнер=Nmin/Nmax ; (1.1)

-коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (Кзап), равный отношению суточного потребления электроэнергии (Эсут) к максимально возможному

Кзапсут/(Nmax*24); (1.2)

-коэффициент регулированиярег), равный отношению разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к максимальной

Крег = (Nmax - Nmin )/ Nmax. (1.3)

Кроме того, существенной характеристикой графиков нагрузки является скорость ее изменения WN, представляющая изменение нагрузки в единицу времени или производную от потребляемой мощности во времени. В первую очередь эта величина важна для периода подъема нагрузки:

(1.4)

Величина WN в определенные периоды работы энергосистемы может достигать 3 % в минуту, что требует высоких маневренных характеристик энергетического оборудования и особенно важно при подъеме нагрузки.

Особые трудности при эксплуатации электростанции возникают при прохождении максимальных и минимальных нагрузок. В период прохождения пиков нагрузок в работу включаются практически все имеющиеся в наличии агрегаты. Для покрытия остропиковой части графика нагрузки, как правило, привлекается специальное пиковое оборудование, имеющее высокие маневренные характеристики; к их числу относятся: газотурбинные установки (ГТУ), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), гидроэлектростанции с регулируемым стоком (ГЭС). При прохождении провалов нагрузки приходится разгружать значительную часть агрегатов, а часть из них даже останавливать. Особенно сложным является прохождение ночного минимума нагрузки, если оно требует ежесуточного останова части агрегатов.

В настоящее время тенденция разуплотнения графиков нагрузки продолжает сохраняться, и в последние годы величина коэффициента неравномерности графиков нагрузки достигла во многих энергосистемах уровня Кнер = 0,5-0,55.

В зависимости от маневренных свойств и показателей экономичности энергоустановки различного типа по разному привлекаются к покрытию графиков электрических нагрузок. Пример использования установок различного типа для покрытия суточного графика нагрузки энергосистемы представлен на рис. 1.2. На графике условно выделено три зоны: базовая, полупиковая, пиковая ( в отдельных случаях производят деление на четыре зоны [5], добавляя еще полубазовую зону). В каждой зоне графика нагрузки используются различные типы установок, исходя из их характеристик. Это позволяет обеспечить наиболее эффективное использование установок как с точки зрения экономичности, так и их надежности.

В соответствии с этими зонами классифицируют и установки, работающие в них. Так в базовой зоне, работают агрегаты несущие постоянную, преимущественно номинальную нагрузку, как в суточном. так и в недельном разрезе. Чаще всего к таким агрегатам относятся АЭС, ТЭЦ и ГЭС без регулируемого стока.

В полупиковой части графика нагрузки используются агрегаты, которые могут работать с разгружением в периоды снижения нагрузки в системе, а часть некоторых может останавливаться при прохождении ночного провала, а также на выходные и праздничные дни. К полупиковым агрегатам относится большая часть конденсационных энергоблоков ТЭС, а также парогазовые установки. К пиковым агрегатам относятся установки, работающие только в часы покрытия максимума нагрузки. Сюда относятся ГТУ, ГАЭС, ГЭС с регулируемым стоком.

Работа АЭС в базовой части графика нагрузки обусловлена технической невозможностью и экономической нецелесообразностью привлечения их к регулированию графика нагрузки.

ТЭЦ также используются в базовой части графика нагрузки (в основном в отопительный период), что обусловлено необходимостью обеспечения графика отпуска теплоты. В летний (неотопительный) период года ТЭЦ могут привлекаться к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой зоне.

Маневренные характеристики конденсационных электростанций зависят в основном от маневренных возможностей котельных агрегатов, что будет рассмотрено позднее.

Современные газотурбинные установки, даже большой мощности, обладают высокой маневренностью и могут пускаться и набирать нагрузку до номинальной мощности за 15-30 минут, что и позволяет использовать их в пиковой зоне.

Наряду с суточной и недельной неравномерностью графиков электрической нагрузки энергосистемы имеет место существенное изменение потребления электроэнергии и в течение года. На рис. 1.3 для иллюстрации этого представлен типичный график изменения суточных максимумов электрической нагрузки в течение года для энергосистемы России. Анализ этого графика показывает, что в течение летнего периода наблюдается существенный спад потребления электроэнергии. Он обусловлен увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха. Для некоторых зарубежных стран, особенно расположенных в климатической зоне с высокими летними температурами и развитой системой кондиционирования, наоборот характерен летний максимум электрической нагрузки, например для Калифорнии в США.

Наличие провала электрической нагрузки энергосистемы в летний период создает благоприятные условия для ремонта оборудования. Летнюю зону провала нагрузки поэтому часто называют зоной ремонтов (или «ремонтной площадкой»). Анализ графика изменения среднемесячных максимумов электрической нагрузки показывает, что в течение летних месяцев происходит снижение нагрузки на 20 и даже более процентов. Наличие этой зоны позволяет уменьшить величину специального, так называемого, «ремонтного резерва" в энергосистеме.
^

1.5. Баланс генерируемой мощности и потребления электроэнергии в энергосистеме


Для обеспечения устойчивой и надежной работы энергосистемы необходимо, чтобы в каждый момент времени t соблюдался баланс электрических мощностей в энергосистеме. Для обеспечения нормальных параметров энергосистемы необходимо соблюдение не только баланса активной мощности, но и реальной.

Б а л а н с а к т и в н о й м о щ н о с т и. В энергосистеме в любой момент времени соблюдается баланс активных мощностей. Баланс активной мощности в условно изолированной энергосистеме в момент времени t имеет вид

, (1.5)

где – суммарная генерируемая активная мощность генераторов; - сумма потерь мощности в сети; - суммарная мощность собственных нужд электростанций энергосистемы; - суммарная нагрузка потребителей.

Правая часть уравнения – потребляемая мощность (нагрузка), левая – генерируемая активная мощность.

Нарушение баланса активной мощности приводит к снижению частоты электрического тока в системе, т.е. к снижению качества электрической энергии. Рассмотрим составляющие этого баланса.

Учитывая, что практически все энергосистемы России взаимосвязаны, для отдельной системы из группы баланс активной мощности будет иметь следующее выражение:

(1.6)

где –суммарная мощность, получаемая со стороны в каждый момент времени из других систем; - суммарная мощность, передаваемая в каждый момент времени в другие системы.

Оптимизация режима начинается с составления баланса мощности. Для целей эксплуатации такой баланс планируется помесячно и для каждых суток. При планировании режимов работы и развития энергосистемы составляются плановые балансы мощности на более длительный период (годовой, перспективный на несколько лет), которые нужны для периода прохождения годового максимума нагрузки (обычно это последняя декада декабря).

Б а л а н с р е а к т и в н о й м о щ н о с т и. Аналогично балансу активной мощности в энергосистемах должен соблюдаться баланс реактивной мощности, который влияет на уровни напряжения:

, (1.7)

где Qген.р. - реактивная мощность генераторов электростанций; Qкомп- мощность компенсирующих устройств (регулируемых и нерегулируемых); Qзарядн.- зарядная мощность линий электропередачи; Qр.потр.- реактивная мощность потребителей; Qпотр.р.- потери реактивной мощности.

При снижении приходной части баланса реактивной мощности происходит снижение уровня напряжения в электрической сети и, как правило, рост потерь активной мощности. Поэтому, баланс должен быть составлен так, чтобы поддержать во всех узлах допустимые уровни напряжения. При проектировании развития электрической системы кроме проверки допустимых уровней напряжения рассматривается экономическая целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств (повышение приходной части баланса реактивной мощности), если это приводит к снижению потерь энергии в электрических сетях.

Основное отличие баланса реактивной мощности от активной заключается в том. что избыток реактивной мощности в одной части (районе) энергосистемы не всегда может компенсировать недостаток ее в другой части. Это объясняется тем, что передача реактивной мощности на большие расстояния не всегда выгодна и не всегда возможна из-за роста или снижения уровня напряжения в приемной части энергосистемы.

Резервы реактивной мощности предусматриваются в узлах, имеющих особо ответственных потребителей, предъявляющих высокие требования к качеству напряжения. Высокий коэффициент мощности крупных турбоагрегатов и высокий уровень потерь реактивной мощности в линиях и в трансформаторах приводят к необходимости устанавливать дополнительные источники реактивной мощности в виде синхронных компенсаторов. На каждый 1 кВт вновь вводимой активной мощности обычно требуется 0,9-1,2 кВА реактивной мощности дополнительных источников.
1.6. Резерв мощности

Для повышения надежности электроснабжения потребителей используется резервирование активной мощности. резерв мощности в энергосистеме в общем случае может быть обеспечен как за счет содержания резервных генерирующих мощностей, так и за счет регулирования режима электропотребления, однако поддерживание баланса между производством и потреблением мощности в энергосистеме за счет потребителей можно рассматривать лишь как вынужденную временную меру. Такой способ используют в основном только при аварийных режимах, в условиях, когда исчерпаны все резервы генерирующей мощности [7,8,9]. Если в энергосистемах имеются промышленные предприятия, где технологические особенности производства позволяют снизить нагрузки на некоторое время (например, электронагрев, электролиз, цементное производство, производство алюминия), то такое снижение может быть использовано для выравнивания графиков нагрузки, и снижения ее пиков. Однако возможности такого выравнивания графиков нагрузки очень ограничены. Вопрос об использовании потребителей – регуляторов является одновременно и экономической задачей. С учетом всего сказанного резерв мощности можно разделить на резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей части системы.

Резервом генерирующей мощности называется разность между располагаемой мощностью и ее нагрузкой в каждый данный момент времени. По своему функциональному назначению в соответствии с [7,8,9] резерв генерирующей мощности разделяется на две составляющие: ремонтный резерв и оперативный резерв.

Ремонтный резерв предназначен для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызываемого выводом генерирующего оборудования в предупредительный или плановый (текущий. средний и капитальный) ремонт или на реконструкцию.

Этот резерв устанавливается в первую очередь в тех случаях, если «ремонтная площадка» в летние месяцы не обеспечивает проведение полного объема ремонтных работ.

Оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов оборудования, непредвиденным увеличением нагрузки, а также ее случайными колниями. Поэтому при возникновении небалансов мощности оперативный резерв в свою очередь делят на аварийный и нагрузочный [7].

Аварийный резерв служит для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызванного частичными или полными отказами оборудования. Обычно величина аварийного резерва выбирается такой, чтобы быть не меньше мощности самого мощного агрегата.

Нагрузочный резерв служит для компенсации покрытия непредвиденного увеличения нагрузки, включая ее случайные колебания.

Оперативный резерв обычно меньше суммы его арифметических составляющих, поскольку причины, вызывающие необходимость их использования, являются случайными и одновременное их появление маловероятно.

Приведенные выше составляющие резерва генерирующей мощности являются расчетными, позволяющими определить общий необходимый резерв. В реальный условиях эксплуатации в каждый момент времени часть генерирующих агрегатов находится в нерабочем состоянии и в распоряжении эксплуатационного персонала остается рабочая мощность и соответственно та часть полного резерва, которая определяется разностью между рабочей мощностью системы и ее нагрузкой в данный момент времени. Этот резерв называется эксплуатационным [7].

Оперативный резерв мощности (в реальный условиях эксплуатации – эксплуатационный) обеспечивает: первичное регулирование частоты; вторичное регулирование частоты и перетоков мощности, а также ограничение перетоков мощности; быструю коррекцию режима и компенсацию небаланса мощностей в рассматриваемый момент времени.


    1. Регулирование частоты и активной мощности в энергосистеме



^

Регулирование активной нагрузки


Основная задача регулирования нагрузки в энергосистеме состоит в том, чтобы приводить выработку электроэнергии в соответствии с непрерывно меняющимся потреблением, обеспечивая при этом минимальные суммарные затраты, связанные с производством электроэнергии. Сложность решения данной задачи состоит в том, что практически невозможно в каждый момент времени определить суммарную мощность, потребляемую всеми потребителями в энергосистеме. По существу единственным источником информации о величине несоответствия выработки электроэнергии ее потреблению является отклонение частоты в энергосистеме от номинального значения. Задачи регулирования мощности и частоты в системе решаются совместно службой диспетчерского управления и системой автоматического регулирования частоты и активной мощности [10]. Эта задача решается в несколько этапов.

На первом этапе, на основании статистических данных по энергосистеме за предыдущие периоды работы, а также на основании заявок и планов работы различных потребителей разрабатываются планируемые графики нагрузки энергосистемы. Эти графики разрабатываются на длительную перспективу с учетом возможных уровней изменения нагрузки потребителей за этот период, а также суточные и недельные.

На втором этапе, на основании анализа состояния энергогенерирующего оборудования, его экономических показателей, а также уровня потребления тепловой нагрузки проводится распределение нагрузки между электростанциями (подробно о методах распределения нагрузки между станциями и агрегатами будет сказано ниже). Далее разрабатываются плановые графики работы электростанций, которые выдаются последним в виде графиков плановых заданий.

Если бы фактическое потребление энергии соответствовало бы полностью плановому, то выполнение плановых графиков обеспечило бы поддержание заданных параметров (частоты и напряжения) в энергосистеме. В реальных условиях эксплуатации потребление электроэнергии, как правило, отличается от планового, кроме этого в силу объективных причин (например, отказов) генерация мощности может отличаться от плановой. Все эти перечисленные факторы в первую очередь и приводят к отклонению основных параметров (частоты и напряжения) в системе от нормы. Регулирование мощности таким образом состоит в покрытии неплановых отклонений потребляемой мощности, что по существу является третьим этапом регулирования нагрузки.
Регулирование частоты

В каждый момент времени в энергосистеме происходят постоянные колебания нагрузки, связанные с непрерывным включением и выключением потребителей или генераторов и линий электропередачи. Это непрерывно нарушает баланс между вырабатываемой и потребляемой мощностями даже в установившихся режимах. Эти колебания нагрузки приводят к колебаниям частоты в энергосистеме, которые имеют разную амплитуду и период колебания. Среди них можно выделить низкочастотные колебания большой амплитуды, период которых измеряется минутами, и наложенные на них высокочастотные колебания малой амплитуды с периодом в несколько секунд. Эти отклонения частоты фактически являются свидетельством нарушения баланса мощностей в системе. Таким образом регулирование частоты состоит по существу в покрытии неплановых отклонений потребляемой мощности.

В целом регулирование частоты происходит как бы в два этапа: первичное и вторичное регулирование частоты. Первичное участие частоты определяется статической характеристикой регулирования скорости энергоблоков [10], представляющей собой график зависимости равновесных значений частоты вращения ротора турбины n или соответствующей ей частоты в энергосистеме f от мощности турбины N (рис. 1.4).

Наклон этой характеристики определяется коэффициентом неравномерности

= (nmax – nmin)  no,

где nmax и nmin –максимальное и минимальное значение частоты вращения, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке; n0 - номинальная частота вращения.

Пересечение статической характеристики блока 1 с характеристикой сети 3 (линией постоянной частоты fс(nc) в сети) определяет рабочую точку блока С, которой соответствует мощность блока N1. При отклонении частоты в энергосистеме до fс(nc) изменяется положение рабочей точки на характеристике 1. Она смещается в точку С` и, соответственно, меняется мощность блока.

Воздействием на механизм управления турбиной (МУТ) статическая характеристика блока смещается параллельно самой себе в положение 2. В этом случае уже при номинальной частоте в системе nc блок развивает мощность N2 и рабочей точкой турбины становится точка Д. В [10] приводится следующий пример первичного регулирования частоты в энергосистеме.

В энергосистеме параллельно работают Z энергетических агрегатов 1,2 – Z со статическими характеристиками регулирования a1b1, a2b2, azbz (рис. 1.5). В исходном установившемся режиме с частотой fo пересечением статических характеристик агрегатов с характеристикой сети fo = idem определяются рабочие точки агрегатов a1, a2, …, az , которым соответствуют значения мощностей N1, N2, …,Nz. Пусть в некоторый момент времени к энергосистеме подключился новый потребитель. Его подключение, изменив структуру энергосистемы, уменьшило общее сопротивление электрической сети. Поскольку мощность, отдаваемая генераторами, в этот момент времени еще равна исходной, подключение дополнительного потребителя понижает напряжение электрического тока и вследствие этого уменьшает мощность, получаемую от сети ранее включенными потребителями. Вступающие при этом в работу системы АРВ генераторов, изменяя токи возбуждения, восстанавливают исходное значение напряжения, что сопровождается увеличением токов в сети и возвращением мощностей, получаемых ранее включенными потребителями, к исходным значениям. Дополнительно включенный потребитель забирает из сети мощность, которая распределяется между генераторами обратно пропорционально сопротивлениям электрических цепей, связывающих их с этим потребителем. Так как турбоагрегаты вырабатывают еще исходные значения мощностей, роторы турбоагрегатов замедляют свое вращение и частота в энергосистеме снижается.

Регуляторы скорости паровых, газовых и гидравлических турбин распределяют дефицит мощности между агрегатами приемной системы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности, переводя эти агрегаты к новым режимам, определяемым рабочими точками b1, b2, …, bz (рис. 1.5). При этом отклонение частоты f ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками регулирования агрегатов. таким путем отдельные агрегаты осуществляют первичное регулирование частоты в энергосистеме.

рис. 1.5.

Вторичное регулирование частоты. Первичное регулирование частоты, обладающее определенным статизмом (неравномерностью энергосистемы), принципиально не может обеспечить постоянного значения частоты при отклонениях нагрузки. Вторичное регулирование частоты обеспечивает восстановление заданного ее значения. Сетевой регулятор частоты, выполняемый, как правило, пропорционально-интегральным, воздействуя на АСР (автоматическая система регулирования) агрегатов специально выделенных регулирующих электростанций (агрегат I на рис. 1.5), смещает их характеристики a1b1 в положение c1d1 таким образом, чтобы вернуть к номинальной частоту в системе. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании (агрегаты II-z ), возвращаются к исходному (до возмущения) режиму, определяемому рабочими точками a2, …, az . Обычно агрегаты регулирующих станций стремятся держать загруженными так, чтобы они имели достаточный регулировочный диапазон в сторону как возможной разгрузки, так и нагружения. При вторичном регулировании частоты регулировочный диапазон в одну из этих сторон уменьшается. Поэтому в дальнейшем служба оперативного диспетчерского управления (ОДУ) перераспределяет нагрузки, увеличивая регулировочный диапазон регулирующих станций. В процессе этого перераспределения, иногда называемого третичным регулированием энергосистемы, стремятся добиться оптимального распределения нагрузок между агрегатами энергосистемы.

В большинстве применяемых схем вторичного регулирования частоты сигнал от сетевого регулятора вводят в АСР турбины через электродвигатель механизма управления, обладающий большой инерцией. Этим определяется медленное действие вторичного регулирования частоты в отличие от быстродействующего первичного регулирования.
Роль межсистемных связей (МСС) в регулировании частоты.

С увеличением или уменьшением частоты вращения генераторов той энергосистемы, где произошло возмущение, изменяется взаимный фазовый угол  между эквивалентными роторами связанных между собой энергосистем. При этом изменяется мощность, передаваемая по МСС к возмущенной энергосистеме или от нее. Изменение перетока мощности по МСС обеспечивает помощь соседних систем возмущенной в регулировании частоты, благодаря чему объединение энергосистем облегчает решение задачи регулирования частоты. Вместе с тем небольшие колебания частоты в отдельных частях энергообъединения могут вызвать большие отклонения перетоков мощности, соизмеримые с пропускной способностью МСС, что выдвигает проблему сохранения устойчивости параллельной работы связанных энергосистем.

^

Регулирующий эффект нагрузки потребителей


Наряду с генерирующими установками в регулировании мощности и частоты принимает также и нагрузка энергосистемы [11].

При отклонении частоты и напряжения в сети от нормы, потребление как активной так и реактивной мощности изменяется. Это явление получило название регулирующего эффекта нагрузки или явлением самовыравнивания.

Регулирующий эффект активной нагрузки по частоте выражается в мегаваттах на герц или в % изменения суммарной нагрузки системы на 1 % отклонения частоты, а по напряжению в МВт на киловольт или в % изменения суммарной нагрузки на 1 % изменения напряжения.

Регулирующий эффект неодинаков для различных систем и в различные часы суток для одной и той же системы и зависит от состава потребителей. С этой точки зрения потребители могут быть разбиты на три категории.

К первой категории относятся потребители с нагрузкой, имеющей характер активного сопротивления (эл. печи, осветительные и бытовые нагревательные приборы). Активная мощность потребителей этой категории не зависит от частоты и при изменении частоты их нагрузка остается постоянной:

P1 = const

В этом случае dP1 / df = 0

Ко второй категории относятся синхронные и асинхронные электродвигатели с постоянным моментом на валу (двигатели металлообрабатывающих станков, барабанных углеразмольных мельниц, подъемных кранов и др.), активная мощность которых меняется пропорционально первой степени частоты. В этом случае момент на валу двигателя остается постоянным M2 = const. Нагрузка на валу двигателя пропорциональна моменту и скорости вращения:

P2 = M2  (1.8)

где – угловая скорость вращения, с-1

В этом случае изменение мощности прямо пропорционально относительному изменению частоты

= (1.9)

где , – соответственно нагрузка и частота при начальном, исходном режиме; P2 , f- текущая нагрузка и частота.

Асинхронные двигатели, приводящие в движение механизмы вентиляторного типа (вентиляторы, дымососы, центробежные и лопастные водяные насосы), относятся к третьей категории потребителей. Момент сопротивления таких механизмов изменяется в зависимости от значения статического напора с полуторной, второй, третьей и даже четвертой степенью частоты (n). Соответственно мощность двигателей этой категории изменяется пропорционально второй, третьей, четвертой или пятой степени частоты. В этом случае, мощность на валу двигателя зависит от частоты

= (1.10)

Тогда нагрузку потребителя можно определить по выражению:

(1.11)

В результате суммарного (от разных потребителей) действия регулирующего эффекта по частоте в большинстве наших энергосистем каждому проценту понижения частоты соответствует уменьшение активной нагрузки на 1,5-2,5 %:



Регулирующий эффект активной нагрузки по напряжению также приводит к уменьшению потребления активной мощности в системе на 0,5% (при большом наличии в составе нагрузки асинхронных и синхронных двигателей, активная мощность которых почти не зависит от напряжения) и на 2,0-2,5 % (при большом количестве в составе нагрузки потребителей первой категории, сильно зависящих от напряжения) на 1 % понижения напряжения;

; (1.12)

Здесь – показатель степени, равный для ламп накаливания 1,6, для печей – 2,0, и в среднем = 1,8. Следовательно, на 1 % понижения напряжения изменение потребляемой мощности составляет приблизительно 1,8 %.

Если в системе одновременно с понижением частоты наблюдается и понижение напряжения, то результирующий регулирующий эффект активной нагрузки будет

, (1.13)

где – доли потребителей всех категорий в общей нагрузке, где, Pf и PU – средневзвешенный регулирующий эффект активной нагрузки по частоте и напряжению.

В дифференциальной форме результирующий регулирующий эффект активной нагрузки по частоте и напряжению будет иметь вид:

(1.14)

Результирующий регулирующий эффект по частоте и напряжению в большой степени зависит от состава потребителей энергетической системы, удельного веса различных групп токоприемников и характера их работы. Регулирующий эффект неодинаков для различных систем и в различные часы суток в одной и той же системе, завися от состава потребителей. Различное сочетание потребителей в энергосистемах и обусловливает неодинаковость регулирующих эффектов их нагрузки и соответственно неодинаковое их поведение при отклонениях частоты и напряжения от нормы.
1.7.4. Саморегулирование системы «турбина – нагрузка»

При регулировании частоты в системе регулирующий эффект наряду с изменением нагрузки потребителей возникает и саморегулирующий эффект системы «турбина-нагрузка».

Под саморегулированием понимают свойство системы «турбина-нагрузка» приходить к устойчивому режиму после скачка нагрузки (сброс-наброс) без вмешательства регуляторов. Как известно, моментно-угловая характеристика турбины имеет отрицательный угловой коэффициент, т.е. уменьшение частоты вращения (частоты электрического тока) сопровождается повышением вращающего момента турбины ( как паровой так и гидравлический).

Легко убедиться, что при изменении нагрузки появляющийся на валу турбины ускоряющий или тормозящий момент приводит к повышению или соответственно к понижению частоты вращения и система «турбина-нагрузка» быстро приходит к новому устойчивому режиму при повышенной или пониженной частоте. При этом эффект саморегулирования системы частично определяется повышением (понижением) крутящего момента на валу турбины и частично – понижением (повышением) момента сопротивления нагрузки:

Мсист = Мтурб + Мнагр. (1.15)

Эффект саморегулирования обычно оценивается по изменению мощности турбоагрегата при снижении частоты тока:

Рсист = Ртурб + Рнагр, (1.16)

Регулирующий эффект турбины обеспечивает поддержание постоянной мощности:

Ртурб = М const, (1.17)

Если не учитывать небольшого изменения расхода пара в турбину и питательной воды в котел при изменениях частоты; эти изменения расхода дают небольшое увеличение мощности турбины при понижении и уменьшение мощности при повышении частоты.

Эффект саморегулирования измеряют в мегаваттах на герц или в процентах изменения суммарной мощности системы на 1 % изменения частоты в системе:

kс = Рсист / f или kc = (Рсист / Рсист ) 100. (1.18)

Величину kc называют мощностью саморегулирования системы. Как видно, чем сильнее регулирующий эффект нагрузки, тем меньше участие турбины в стабилизации режима, и, наоборот, чем слабее этот эффект, тем больше в саморегулировании участвует турбина. При чисто осветительно-бытовой нагрузке все саморегулирование системы определяется турбиной и размах колебаний частоты становится максимальным.

Обычно для систем городского типа (Ленэнерго, Мосэнерго) мощность саморегулирования находится в пределах 1,5-2,0 %.

Работа электрической станции в режиме саморегулирования вполне реальна при отсутствии резерва мощности в системе. В этом случае недостаток мощности при повышении нагрузки в системе компенсируется частично за счет понижения частоты до допустимого предела fдоп и саморегулирования турбины и нагрузки, и частично за счет отключения потребителей. Отключаемая мощность потребителей

Роткл = Р – kc fдоп. (1.19)

Здесь Р- недостаток мощности в системе; kс = Рf + kс.т, где Рf – регулирующий эффект нагрузки по частоте; kс.т – мощность саморегулирования турбины.

Если в системе есть резерв мощности и работа турбин происходит на наклонной части характеристики, изменение нагрузки в системе Р компенсируется главным образом турбинами (Ртурб) и лишь небольшая часть – за счет регулирующего эффекта нагрузки:

Р = Рнагр + Ртурб = Рf + kгf = (Рf + kг ) f . (1.20)

Здесь kг – первичная регулирующая мощность турбин (МВт/Гц), характеризующая изменение нагрузки генератора.

После того, как регулятор частоты переместит характеристику первичного регулятора турбины параллельно самой себе, турбина наберет дополнительную мощность, компенсируя действие регулирующего эффекта нагрузки Рff, и восстановит в системе нормальную частоту тока.
Регулирование напряжения в сети возбуждением генератора.

Напряжение генератора при изменениях нагрузки поддерживают системой автоматического регулирования возбуждения (АРВ), воздействующей на возбудитель [10]. На вход регулятора напряжения через понижающий трансформатор подают напряжение от шин генератора. Регулятор напряжения сравнивает его с заданным напряжением U. Команда, пропорциональная сигналу рассогласования U и интегралу от него, после усиления передается регулирующему органу, изменяющему напряжение возбудителя и соответственно ток возбуждения таким образом, чтобы в нужную сторону изменить э.д.с. генератора и напряжение на его шинах. Малые значения динамических постоянных систем АРВ, измеряемые десятыми и даже сотыми долями секунд, позволяют во многих случаях пренебречь ими по сравнению с динамическими постоянными других элементов блока, при этом напряжение считается неизменным в течение всего периода перехода блока от одного режима к другому.

Задачи АРВ в современных условиях значительно шире поддержания постоянного напряжения на шинах генератора. Регулирование возбуждения в аварийных и послеаварийных режимах может увеличивать устойчивость параллельной работы электростанций. При этом появляется возможность сохранения устойчивости системы при нагрузках, которые были бы невозможны без регулирования возбуждения. АРВ сделало возможной работу отдельных генераторов и станций в асинхронном режиме. Для решения этих задач в аварийных условиях применяют форсировку возбуждения. Наибольшее применение нашла релейная форсировка.
1.8. Оперативное диспетчерское управление

^ Общая характеристика оперативного управления

Объединение электростанций в энергосистемы и дальнейшее объединение энергосистем в Единую Энергетическую Систему России способствует повышению надежности электроснабжения потребителей, обеспечивая за счет использования резерва мощности отдельных энергосистем их взаимопомощь. В результате этого повышается живучесть энергообъединения, которая существенно выше, чем живучесть отдельной энергосистемы и тем более отдельной электростанции. Вместе с тем аварийная ситуация, возникающая в одной из энергосистем, если не будут приняты меры по ее локализации, может, распространяясь последовательно на соседние энергосистемы, охватить все энергообъединение в целом [6]. Все это и наличие единого параметра, такого как частота, потребовали в свое время создания единого центра оперативного управления режимами работы Единой энергетической системы, энергообъединений и электростанций.

Оперативное диспетчерское управление режимами работы энергосистем организуется по иерархической системе и имеет следующие уровни управления:

  • ЦДУ ЕЭС России;

  • объединенные диспетчерские управления (ОДУ) объединенных энергетических систем (ОЭС);

  • оперативно-технологическая часть управления энергосистем, включающая центральные диспетчерские и технологические службы – АО-энерго, в частности пункты управления электростанций и предприятий (районов) электрических и тепловых сетей.

Функции управления распределены между собой диспетчерским персоналом разных уровней в соответствии с требованиями обеспечения оптимального управления энергосистемами в нормальных режимах и быстрейшей ликвидации аварийных ситуаций.

Основное оборудование энергосистем, а также средства управления (релейная защита, автоматика, связь) находятся в оперативном управлении или в оперативном ведении диспетчера того или другого уровня. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала; такие операции производятся только по распоряжению диспетчера. В оперативном ведении диспетчера находится оборудование, состояние или режимы которого имеют значение для данного уровня управления. но не требуют координации действий подчиненного персонала.

Система диспетчерского управления, осуществляет непрерывное оперативное управление режимами, обеспечивает удовлетворение потребности в электрической энергии и тепле, покрытие максимальных нагрузок, бесперебойность электроснабжения, надежность работы ЕЭС, объединенных энергосистем, энергосистем и их основных элементов, соблюдение установленных норм качества электроэнергии (частота в ЕЭС и уровни напряжения в основных сетях) и тепла, максимальную экономичность работы ЕЭС (объединенной энергосистемы) в целом при рациональном использовании энергоресурсов, скорейшее устранение нарушений параллельной работы ЕЭС.


^

Основные функции ЦДУ ЕЭС России и территориальных ОДУ


Их основными функциями являются

  • организация оперативно-технологического и автоматического управления режимами ЕЭС России и ОЭС;

  • осуществление круглосуточного диспетчерского управления, обеспечивающего надежную и устойчивую работу ЕЭС России и ОЭС;

  • выполнение расчетов по определению допустимых режимов параллельной работы энергосистем в составе ЕЭС России;

  • планирование диспетчерских графиков и обеспечение режимных условий для вывода в ремонт подведомственного оборудования;

  • принятие мер по оперативной ликвидации аварийных ситуаций на подведомственном оборудовании;

  • обеспечение нормированных параметров качества электроэнергии;

  • расчеты и выдача указаний на настройку средств релейной защиты и противоаварийной автоматики подведомственной сети;

  • выполнение расчетов энергобалансов на кратко- и долгосрочный периоды;

  • обеспечение прохождения информационных потоков технологического процесса производства и распределения электроэнергии;

  • осуществление функций технологического оператора на ФОРЭМ;

  • производство ежесуточных коммерческих расчетов стоимости проданной или купленной электроэнергии на ФОРЭМ.


Основные функции ЦДС:

Ее основными функциями являются

  • круглосуточное оперативно-технологическое управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей, функционирующих на территории энергосистемы, независимо от их форм собственности и хозяйственного подчинения;

  • разработка режимов работы электростанций, электрической и тепловых сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

  • планирование и режимная подготовка ремонтных работ в энергосистеме;

  • расчеты устойчивости энергосистемы и отдельных ее узлов и электростанций;

  • расчеты и выдача указаний на настройку средств релейной защиты и противоаварийной автоматики подведомственной сети;

  • выполнение требований к качеству электроэнергии и тепла;

  • обеспечение экономичности работы энергосистемы и рационального использования энергоресурсов;

  • предотвращение и ликвидация технологических нарушений в работе энергосистемы;

  • осуществление операций по купле-продаже электроэнергии и мощности на федеральном оптовом рынке.




0 24 24 24 24 , час

пятница суббота воскресенье понедельник
Рис.1.1. Типичный график нагрузки энергосистемы в характерные дни.



Рис.1.2. График нагрузки с выделением рабочих зон.



Рис.1.3. График изменения нагрузки в течение года.


Рис 1.4 Статистические характеристики регулирования блока.




Рис 1.5 Статистические характеристики агрегатов при регулировании частоты в энергосистеме.


Скачать файл (2015.1 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации