Дать определение понятия режим работы энергосистемы это

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;

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.

,

где

–
предельный по апериодической статической
устойчивости переток активной мощности
в рассматриваемом сечении в данной
послеаварийной схеме с учётом управляющих
воздействий ПА, направленных на изменение
пассивных параметров сети, например,
отключение шунтирующих реакторов; в
частности, он может совпасть с пределом
в исходной схеме при возмущении в виде
аварийного небаланса мощности;

–
наброс мощности в сечении, обусловленный
аварийным небалансом
;



– суммарные нагрузки и частотные
статические коэффициенты подсистем по
разные стороны сечения;

– приращение перетока в сечении за счёт
управляющих воздействий АПНУ;

6) в
каждом узле и в каждом из нормативных
послеаварийных режимов коэффициент
запаса по напряжению должен быть не
менее 10%, т.е. по аналогии с п. 2

,

где

– напряжение в послеаварийном
установившемся режиме, в том числе после
действия устройств ПА, в узле схемы с
наименьшим напряжением, откуда
.

Зависимость
перетока в исходном режиме от наименьшего
напряжения в установившемся послеаварийном
режиме строится на основе численного
моделирования
нормативных возмущений
и действия
ПА при различных исходных перетоках
мощности в рассматриваемом сечении;

7) нагрузка
любого элемента электрической сети в
любом нормативном послеаварийном режиме
её
должна
превышать значений, допустимых в течение
20 мин.

Принято,
что диспетчерский персонал в течение
указанных 20 мин должен так скорректировать
установившийся послеаварийный режим
с пониженными запасами устойчивости и
(или) перегрузами оборудования (пп. 5–7),
чтобы обеспечить выполнение условий
пп. 1–3. Для этого в соответствующих
инструкциях для диспетчера приводятся
максимально допустимые значения
перетоков мощности в контролируемых
(критических) сечениях в полной и
ремонтных схемах и другие необходимые
указания.

Не все
перечисленные ограничения являются
определяющими.
В частности, токовые перегрузки
в ЕЭС
России возникают исключительно редко,
так как
из-за
протяженности сетей условия обеспечения
статической устойчивости
вызывают больше ограничений. С динамической
устойчивостью на межсистемных (т.е., как
правило, слабых) связях возникают
проблемы гораздо реже, чем на связях
отдельных крупных электростанций или
энергоузлов
в ЭЭС. Ограничения
по напряжению чаще возникает на более
низких уровнях иерархии управления и
совсем редко на уровне ЦДУ. На практике
допустимый
переток
в сечении чаще всего определяется
одним-двумя из перечисленных выше семи
условий.

Вынужденный
режим
– режим, не отвечающий хотя бы одному
из перечисленных условий (пп. 1–7).
Вынужденный режим не допускается в
сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных
случаях работа с пониженными запасами
устойчивости должна оформляться
отдельным решением.

Послеаварийные
режимы
– режимы, возникающие в результате
аварийного возмущения. Иногда также
различают следующие послеаварийные
режимы:

— нормативный
послеаварийный режим (аварийно допустимый
переток), характеризующийся запасами
устойчивости, не меньшими, чем по пп.
5–7. Если эти запасы не соответствуют
условиям нормального режима (пп. 1–4),
то диспетчерский персонал должен их
обеспечить за 20 мин;

— установившийся
послеаварийный режим с меньшими, чем
по пп. 5–7, запасами. Такой режим может
возникнуть, если предшествующий режим
не соответствовал нормальному режиму
или (и) возмущение было
тяжелее
нормативного. При этом диспетчерский
персонал также должен повышать запасы
устойчивости до нормальных
(регламентируемых);

— асинхронный
режим – неустойчивый послеаварийный
режим.

К наиболее тяжелым
аварийным возмущениям относятся:

в
нормальной схеме:

— отключение
элемента сети после многофазного КЗ и
неуспешного действия АПВ;

— отключение
элемента сети после однофазного КЗ и
отказа одного выключателя и действия
устройства резервирования отказа
выключателя;

— одновременное
отключение двух цепей двухцепной линии
на общих опорах или двух линий,
расположенных в общем коридоре более
чем на половине длины более короткой
линии;

— возникновение
аварийного небаланса мощности вследствие
отключения генератора или блока
генераторов с общим выключателем на
стороне высшего напряжения, крупной
подстанции или крупного потребителя,
передачи постоянного тока или ее элемента
и др. При этом значение аварийного
небаланса мощности не должно превышать
50% мощности наиболее крупной электростанции
исследуемого района; или аварийного
отключения нагрузки той же мощности;

в
ремонтной схеме:

— отключение
элемента сети с многофазным КЗ и
неуспешным действием АПВ;

— возникновение
аварийного небаланса мощности, значение
которого не превышает мощности самого
крупного энергоблока или двух генераторов
одной реакторной установки АЭС, или
аварийная потеря нагрузки той же
мощности.

Резервы
генерирующей мощности при управлении
режимами ЭЭС

Планирование
энергетических режимов включает в себя
также определение резервов мощности,
поскольку для существования режима
необходим баланс мощностей в любой
момент времени (тем более что при
параллельной работе ЭЭС различных
государств нарушение баланса в одной
из них приводит к отклонениям от плана
обменных мощностей и отклонению частоты,
которая является общим параметром) и
на этот баланс влияют различные случайные
факторы: погрешности прогноза потребления,
аварийные и (или) вынужденные отключения
энергоблоков (с учётом продолжительности
этих отключений).

Различают первичное
и вторичное регулирование частоты и
мощности, а также третичное регулирование
мощности ЭЭС и соответственно резерв
первичного регулирования (первичный
резерв), резерв вторичного регулирования
(вторичный резерв) и третичный резерв.

Первичное
регулирование
(ПР) состоит в том, что при отклонении
частоты, вызванном случайным нарушением
баланса активных мощностей, участвующие
в ПР энергоблоки меняют свою генерацию
под действием первичных регуляторов,
обеспечивая быстрое восстановление
баланса и соответственно частоты. ПР,
будучи по своему характеру пропорциональным,
регулирует частоту со статизмом, причём
участие каждого энергоблока определяется
его резервом и его настраиваемым
статизмом
,
где

– соответственно номинальная частота
и её отклонение, номинальная мощность
блока и её отклонение под действием ПР.
Первичный резерв энергоблока – это
часть диапазона регулирования от текущей
до максимальной мощности (учитывая
ограничитель). Различают также резерв
на снижение мощности – от текущей до
минимальной мощности блока.

Суммарный
первичный резерв энергообъединения
согласовывается и распределяется между
партнерами пропорционально суммарной
мощности вращающихся генераторов и
соответствует такому небалансу активной
мощности (в частности, максимальному
нормативному), при котором отклонение
частоты в квазиустановившемся
послеаварийном режиме не превышает
заданного согласованного значения. При
этом нормируется также время ввода
первичного резерва при максимальном
небалансе мощности (десятки секунд).
Указанное равносильно требованию иметь
кажущийся (обобщенный) статизм каждой
из ЭЭС (зон регулирования) объединения,
исходя из предположения её изолированной
работы, не менее заданного
,
где

– частота
ЭЭС перед возмущением, квазистационарное
отклонение частоты, аварийный небаланс
мощности, суммарная генерация мощности
ЭЭС перед возмущением. Кажущийся статизм
ЭЭС определяется также регулирующим
эффектом нагрузки по частоте.

Вторичное
регулирование
(ВР) частоты и мощности или регулирование
сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте
воздействует на изменение генерации
аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так,
чтобы её системный параметр регулирования
вернулся к нулю, т.е.
,
где

– отклонение сальдо мощности ЭЭС от
планового в результате возмущения;

– коэффициент частотной статической
характеристики ЭЭС;

– отклонение частоты в объединении. ВР
осуществляется пропорционально-интегральным
центральным регулятором ЭЭС, но может
выполняться и вручную, для чего достаточно
обеспечить вычисление в темпе процесса
отклонения регулирования. Из выражения
для отклонения регулирования видно,
что в случае изолированно работающей
ЭЭС ВР сводится к астатическому
регулированию частоты. Подчеркивается,
что при правильном определении

в неаварийных ЭЭС значение отклонения
регулирования останется равным нулю,
так как мощность первичного регулирования
(первый член) равна по величине частотной
коррекции (второй член) и противоположно
по знаку.

Резерв
вторичного регулирования необходим
для компенсации потери самого крупного
энергоблока и случайных, нерегулярных
отклонений нагрузки, поэтому на крутых
участках графика потребления он должен
быть больше, чем на пологих. Существует
ряд рекомендаций по определению
вторичного резерва. В ЕЭС России в
настоящее время он не нормирован.
Вторичный резерв должен вводиться в
течение 5–15 мин, поэтому он может быть
расположен на вращающихся агрегатах,
на готовых к пуску или переводу в активный
режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также
может быть куплен (продан) у соседних
ЭЭС. Для случаев возможных аварийных
избытков мощности необходимо предусмотреть
вторичный резерв на снижение, что может
представлять трудности в часы провала
суточного графика нагрузки.

Третичное
регулирование
мощности – это распределение мощности
между энергоблоками и (или) электростанциями,
участвующими во вторичном регулировании,
с целью обеспечения своевременного и
достаточного объёма вторичного резерва
и оптимального его размещения.

Третичный
резерв необходим для восстановления
вторичного резерва, и он должен вводиться
по мере уменьшения последнего, т.е. за
те же 15 мин. Однако третичное регулирование
может продолжаться после этого с целью
оптимизации размещения вторичного
резерва. Третичный резерв, как и вторичный,
может покупаться и продаваться, часть
резерва может быть организована
несколькими соседними ЭЭС для последующего
совместного использования. Так как
вероятность одновременных аварий
невелика, часть его может быть организована
путём заключения соответствующего
контракта со специфическими потребителями,
часть нагрузки которых может быть
отключена на несколько дней взамен на
снижение тарифа в течение года.

Существенной
особенностью ВР в ЕЭС России, представляющей
собой протяженную структуру с относительно
слабыми связями между регионами, является
функция ограничения перетоков мощности
в контролируемых сечениях в составе
ЦКС АРЧМ (центральной координирующей
системы автоматического регулирования
частоты и перетоков мощности), расположенной
в ЦДУ ЕЭС России.

Размещение
вторичного резерва в интересах ЕЭС как
целого осуществляется также с учётом
ограничения пропускной способности
сетей. Эти ограничения вынуждают иметь
вторичный резерв в каждой ОЭС.


Замыкающие затраты –
переменные затраты на производство
последнего киловатт часа, необходимого
для покрытия нагрузки. Больше нагрузка
– менее экономичен последний энергоблок,
привлекаемый к покрытию нагрузки и
наоборот. Более того, подъем провальной
части графика улучшает экономические
показатели разгруженных блоков.

7

режим работы энергосистемы

Режим — работа — энергосистема

Cтраница 1

Режимы работы энергосистем, связывающих в единое целое различные станции: гидравлические, тепловые, должны быть устойчивыми. Параметры режима системы — частота, напряжение у потребителей, мощность, отдаваемая потребителям, — должны поддерживаться в определенных пределах.
 [1]

Режим работы энергосистемы разрабатывается на сутки, неделю, месяц, квартал, год.
 [2]

Режим работы энергосистемы, ОЭС не остается постоянным. Рост нагрузки, ввод новой генерирующей мощности, новых подстанций, линий электропередачи приводит к постоянному изменению нагрузок по всем элементам энергосистемы, изменению токов к. Изменения в схеме и режиме работы энерго — системы приводят к необходимости регулярного пересмотра предельно допустимых нагрузок по каждому оборудованию энергосистемы. Обычно более детально режим энергосистемы разрабатывается с выбором схемы электрических соединений ежегодно на период предстоящего максимума нагрузок. При разработке режима на максимум нагрузки, как правило, и пересматриваются предельно допустимые нагрузки оборудования. Необходимость пересмотра предельно допустимых нагрузок может возникнуть и в другие периоды, например в период паводка, ремонта оборудования.
 [3]

Оптимизация режима работы энергосистемы по критерию минимальных часовых затрат на производство электроэнергии очень сложна, поскольку при этом требуется знать цену топлива на каждой электростанции. Цена топлива может меняться в течение квартала или года. Более стабильны характеристики относительного прироста расхода топлива электростанции. Поэтому диспетчер распределяет нагрузку между электростанциями не по критерию минимума затрат, а по критерию минимума расхода топлива на производство электроэнергии.
 [5]

Оптимальность режима работы энергосистемы, ОЭС, ЕЭС обеспечивается ЦДУ, ОДУ, диспетчерской службой энергосистемы путем экономичного распределения нагрузок между электростанциями, энергосистемами, ОЭС, создания наиболее надежных режимов работы и схем электрических соединений основных сетей, отвечающих требованиям § 47.10, наиболее рационального использования топлива и гидроресурсов с решением всех смежных задач, стоящих перед гидроэнергетикой.
 [7]

Наиболее благоприятными для режимов работы энергосистемы являются суточные графики нагрузки предприятий Минхимпрома и Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Наибольшие суточные нагрузки этих предприятий сдвинуты с часов максимумов энергосистемы на другие часы суток.
 [9]

Поэтому при рассмотрении режима работы энергосистемы на следующие сутки приходится анализировать и ее схему электрических соединений с учетом разрешенного ремонта оборудования электростанций, электросетей. Обычно отклонения от нормальной схемы в той или иной степени имеют место в энергосистеме почти ежедневно и утверждаются главным диспетчером энергосистемы, ОДУ, ЦДУ. Так, например, отключение основных быстродействующих защит на транзитных линиях электропередачи требует иногда изменения нагрузок электростанций, их схемы, при отключении синхронного компенсатора требуется для поддержания напряжения изменять коэффициенты трансформации трансформаторов, отключение сильно загруженных линий может потребовать изменения схемы участка электросети. Обычно более сложные изменения в основной схеме энергосистемы требуются при выводе в ремонт одной из систем шин на электростанциях и подстанциях, на которых осуществлено деление электросетей с целью ограничения токов к.
 [10]

Все величины, характеризующие режим работы энергосистемы в системе относительных единиц, выражаются в долях некоторых величин ( той же размерности), принятых за единицы величин, называемых базисными.
 [11]

Нормальные и ремонтные схемы и режимы работы энергосистем и энергообъединений должны быть такими, чтобы при действии основных защит синхронная динамическая устойчивость обеспечивалась при наиболее характерных для данной энергосистемы ( энергообъединения) возмущениях.
 [12]

Одной из основных задач ведения режима работы энергосистем является поддержание нормального уровня напряжения в контрольных точках энергосистемы и у потребителя. Для поддержания нормального уровня напряжения и для распределения реактивной нагрузки между источниками питания на генераторах и синхронных компенсаторах применяются устройства АРВ. На электростанциях с большим числом генераторов применяется групповое регулирование возбуждения.
 [13]

Лицом, которое знает существующий и предстоящий режим работы энергосистемы, является в энергосистеме главный диспетчер ( начальник диспетчерской службы), а в ОДУ и ЦДУ их главные диспетчеры, с разрешения которых и может быть продлен ремонт.
 [14]

Нарушение устойчивости, вызванное резким изменением режима работы энергосистемы, называется нарушением динамической устойчивости, которая характеризует способность энергосистемы восстанавливать нормальные параметры работы после быстрых и резких изменений режима энергосистемы.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4

Электроснабжение: «Режимы работы системы
электроснабжения».

Стоянова О.Ф.

Филиал СамГУПС в г. Нижним Новгороде

Система электроснабжения (СЭС) представляет собой комплекс источников, а также систем
преобразования, распределения и передачи электрической энергии. Сегодня просто
невозможно себе представить нашу жизнь и работу без использования
электричества.

Электричество уже давно и очень
сильно внедрилось в каждую сферу деятельности и в быт людей. Самой главной
особенностью электроэнергии является довольно простое производство, передача и
преобразование.

В сети присутствуют специальные
линии передач, с помощью которых осуществляется соединение подстанций. К ним
подходит несколько таких линий. Внутри каждой подстанции происходит
преобразование входного напряжения, а также перераспределение потоков
электрической энергии между подходящими линиями.

Сама структура сети способна
меняться динамически. Для этого используют специальные коммутаторы. Нужно это
для того, чтобы при проведении ремонтных работ или возникновении аварийных
ситуаций производить отключение той либо иной линии.

Стоит отметить, что системы
электроснабжения не имеют потребителей. Они служат лишь для того, чтобы
электричество поступало к ним, соответствовало всем установленным стандартам
качества.

Если же говорить об обязанностях
таких систем, то на первом месте тут идёт надёжность. Только после этого –
качество, безопасность, стандартизация, экономичность, экологичность и удобство
(эргономичность).

Характеристики и состав систем электроснабжения

Трехфазная система
электроснабжения – это довольно сложный
конгломерат, в который входит множество различных понятий, огромная
ответственность и большое число электрических установок.

Что входит в состав СЭС?

·        
Трансформаторные подстанции.

·        
Групповые и распределительные сети.

·        
Питающие линии.

·        
Главный, распределительный и групповой щит.

Во время построения данных систем
применяется исключительно высококачественное и надёжное оборудование.

Характеристики данных
систем:

·        
Условия функционирования. Относится это к
окружающей среде. Входят сюда экономические и технические условия.

·        
Количественные. Это число приёмников электрической
энергии и их территориальное местоположение.

·        
Качественные. С их помощью определяется
работоспособность самой системы. Также они характеризуются структурой и
свойствами СЭС.

Режимы работы систем электроснабжения

Любая система электроснабжения
обладает собственной защитой от различных внештатных ситуаций. Такая защита
носит название релейная. Её строение довольно сложное.

Имеется три основных режима
работы:

·        
Нормальный. Это установившейся режим
работоспособности СЭС. Он гарантирует бесперебойное снабжение всех потребителей
электричеством в нужном количестве и соответственного качества.

·        
Аварийный. Данный режим работы нарушает нормальный.
Он продолжается до того момента, пока не будет осуществлено отключение
повреждённого элемента. Данный аварийный режим в любых случаях кратковременный.

·        
Послеаварийный. В этот период система
электроснабжения функционирует до того, пока не будет восстановлена нормальная
работа.

Виды систем электроснабжения

Каждую СЭС можно
классифицировать на три вида:

·        
элементы распределения, преобразования и передачи
электроэнергии (подстанции и электрические сети);

·        
источники электрической энергии (электростанции);

·        
бытовые и производственные потребители
(электроприёмники).

Опираясь на возможности
обеспечения питания от энергетической системы, выполняемые функции, режимы и
величины потребления электроэнергии, мощности и правила пользования, всех
потребителей.

СЭС можно классифицировать
на следующие категории:

·        
промышленные;

·        
бытовые;

·        
производственные и сельскохозяйственные;

·        
общественные и коммунальные.

Требования к системам
электроснабжения:

·        
Качество.

·        
Надежность систем электроснабжения.

·        
Безопасность.

·        
Удобства эксплуатации.

·        
Экономичность.

·        
Гибкость, обеспечивающая возможную модернизацию.

Ведь каждый приёмник
электрической энергии предназначается для функционирования при определённых
параметрах. Сюда относится: номинальный ток, напряжение, частота и многое
другое.

Таким образом, качество
поставляемой электроэнергии определяется рядом её особенностей, при соблюдении
которых электроприёмники будут работать в нормальном режиме и выполнять своё
предназначение.

Для более экономичного
резервирования в СЭС учитывают ещё и перегрузочную способность электрического
оборудования, возможность осуществления плановых ремонтных работ. Также во
время возникновения аварий предусматривается ручная либо же автоматическая
разгрузка от тех потребителей, которые неответственны.

Автоматизированные системы электроснабжения

С их помощью удаётся выполнить
измерения различных контролируемых величин, проверять в каком состоянии
находятся элементы сети, а также оценивать и оптимизировать расчёты.

В качестве целей создания таких
систем может выступать следующее:

·        
увеличение точности, достоверности и оперативности
контроля состояния энергетического оборудования;

·        
уменьшение сроков устранения последствий от аварий
и внештатных ситуаций;

·        
снижение эксплуатационных затрат;

·        
предупреждение аварийных ситуаций;

·        
увеличение организационного и технического уровня
ведения работ;

·        
снижение простоев оборудования.

Автоматизация систем
электроснабжения позволяет реализовать ряд основополагающих функций, к которым
относится:

·        
управление производством;

·        
контролирование, в каком состоянии находится
оборудование;

·        
определение необходимости тех либо иных ресурсов, а
также планирование их расходов в зависимости от деятельности предприятия;

·        
управление и организация техническим обслуживанием;

·        
контроль над распределением и потреблением
энергоресурсов;

·        
передача данных в соседние автоматизированные
системы;

·        
диагностика работы энергетического оборудования.

Сегодня, для того чтобы
осуществлять экономию всех тех средств, которые выделяются на покрытие расходов
за потребляемую электрическую энергию, обязательно нужно всё это учитывать.
Такая система контроля напрямую связана со схемой электроснабжения самого
предприятия, а также характера ЭП.

Именно поэтому в системах
технического и коммерческого учёта потребления электричества применяются
автономные системы электроснабжения. С её помощью выполняется учёт потребляемой
предприятием электроэнергии, производится расчёт параметров такого снабжения,
оперативный контроль.

АСУЭ используется и на
электростанциях, а также в системах электроснабжения с большой потребляемой
мощностью. Самым главным отличием таких вычислительных машин по сравнению с
машинами с релейным управлением является огромный объём выполняемых функций и
быстродействие. Особенно такие характеристики актуальны при анализе аварий.

Системы электроснабжения на
выставке

Если вам интересно, в каком
состоянии в нынешнее время находится данная отрасль, какие ожидаются
перспективы её развития, инновационные проекты, передовые современные
технологии, то рекомендуем вам посетить данное мероприятие.

Выставка «Электро» международного масштаба проводится в ЦВК «Экспоцентр» уже не
первый год. Это мероприятие посвящено оборудованию, светотехнике и
автоматизации зданий и сооружений.

На выставке собираются
производители, ведущие специалисты, поставщики и потребители
электроэнергетического оборудования со всего мира. Это самая крупномасштабная
выставка не только в России, но и в странах СНГ.

Благодаря насыщенной деловой программе
вы сможете обсудить с представителями крупнейших компаний, государственной
властью и отраслевыми ассоциациями самые актуальные вопросы в данной сфере
деятельности.

На выставке будут представлены
современные системы электроснабжения с разными характеристиками.

Список
литературы:

1.     
Кудрин, Б.И. Электроснабжение: Учебник для
студентов учреждений высшего профессионального образования / Б.И. Кудрин. — М.:
ИЦ Академия, 2012. – 352

2.     
Лещинская, Т.Б. Электроснабжение сельского
хозяйства / Т.Б. Лещинская, И.В. Наумов. — М.: КолосС, 2008. — 655 c.

3.     
Мамошин, Р.Р. Электроснабжение
электрифицированных железных дорог: учебник / Р.Р. Мамошин, А.Н. Зимакова. —
М.: Альянс, 2016. — 296 c.

4.     
 Назарычев, А.Н. Справочник инженера по
наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и
сетей. Централизованное и автономное электроснабжение объектов, цехов,
промыслов, предприятий промышленных комплексов / А.Н. Назарычев. — Вологда:
Инфра-Инженерия, 2006. — 928 c.

5.     
Никитенко, Г.В. Электрооборудование, электротехнологии
и электроснабженсельского хозяйства. Дипломное проектирование: Учебное пособие
/ Г.В. Никитенко, Е.В. Коноплев. — СПб.: Лань, 2018. — 316 c.