Энергетические системы

1. Общие сведения об энергосистеме

Энергосистема – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режима в непрерывности процессов производства, преобразования, передачи, распределения и потребления электрической и тепловой энергии при общем управлении этими режимами. Электрическая часть энергосистемы называется электроэнергетической системой.

Объединение электроэнергетических систем на параллельную работу дает следующие преимущества:

• более высокую надежность электроснабжения;
• использование несовмещения максимумов нагрузки;
• меньшие резервы мощности из-за возможности передачи электроэнергии из одной энергосистемы в другую;
• более рациональное использование первичных источников энергии;
• возможность использования более крупных агрегатов, имеющих более высокий коэффициент полезного действия.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) – совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС – ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 г. Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.

Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе – Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 г. вошли в состав нового европейского объединения – ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии.

2. Участие электростанций различного типа в покрытии суммарной нагрузки энергосистем

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков довольно низок – k_зап= 0,5…0,7 – и имеет тенденцию к дальнейшему снижению ввиду появления в энергосистемах новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления.

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 хозяйственный 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. В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть – ГЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика нагрузки увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля мощности КЭС и частично мощности ТЭЦ вытесняется в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируют зимой, а ТЭС и АЭС – весной и летом. Изменения нагрузки и установленной мощности электростанции в системе в течение года взаимосвязаны.

В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный, аварийный), составляющий примерно 10…12 % установленной мощности энергосистемы, и хозяйственный, составляющий около 3 %. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы ее общий резерв должен составлять 13…15 % установленной мощности. На практике разность между установленной мощностью электростанций и их фактической нагрузкой в каждый данный момент не есть резервная мощность энергосистемы в обычном понимании.

С учетом устойчивости и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показывает опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5…3 % установленной мощности энергосистемы. Следовательно, крупные агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах.

3. Регулирование частоты в энергосистемах

Регулирование частоты в энергетических системах требует изменения мощности, которую выдают генераторы. Мощность генераторов и ее изменения определяются мощностью турбин, которыми эти генераторы приводятся во вращение. Поэтому, рассматривая возможности регулирования частоты в энергетических системах, необходимо проанализировать характеристики первичных двигателей тепловых и гидравлических турбин, изменяющих свою мощность под действием систем регулирования.

Турбины электростанций оснащаются автоматическими регуляторами скорости. Принцип регулирования заключается в том, что при изменении частоты регулятор изменяет отпуск энергоносителя (пара или воды) через турбину: при снижении частоты увеличивает отпуск энергоносителя, а при повышении частоты – уменьшает его. Таким образом, регуляторы скорости турбин оказывают стабилизирующее влияние на частоту в системе и поэтому часто называются первичными регуляторами частоты. Процесс изменения частоты под действием этих регуляторов называется первичным регулированием частоты.

Регулятор скорости турбины может иметь астатическую или статическую характеристику (рис. 1). Под действием регулятора либо восстановится номинальная частота, либо установится некоторая новая частота f₁, близкая к f_ном. Реальные регуляторы скорости имеют статическую характеристику. Добиться астатической характеристики у регулятора практически очень трудно.

Наклон характеристики принято называть крутизной (К). Для тепловых станций К = 15…20 %, для гидравлических К = 25…50 %.

Первичное регулирование частоты непрерывно осуществляется всеми электростанциями автоматически, персонал станции и диспетчер энергосистемы в этот процесс не вмешиваются.

а б

Рис. 1. Характеристики регулятора скорости турбины: а –астатическая; б – статическая

На рис. 2 в точке 0 существовал баланс Р_г0 = Р_н0 при f_ном. При увеличении нагрузки до Р_Н1 частота по статической характеристике снизилась до f₁ (точка 1). Если отсутствует регулирование скорости турбины, то баланс может установиться при частоте f₁: Р_г0 = Р_н1, но регулятор скорости турбины увеличивает впуск энергоносителя и генератор набирает часть нагрузки: ΔР = Р_г1 – Р_г0. Устанавливается новый баланс Р_г1 = Р_н1 при частоте f₂ (точка 2).

Рис. 2. Первичное регулирование частоты

При первичном регулировании большую нагрузку набирают генераторы с большей мощностью и крутизной характеристики.

Если отклонение частоты f₂ от f_ном больше допустимого, то для дополнительной корректировки частоты в системе применяется вторичное регулирование частоты. В процессе вторичного регулирования также осуществляется изменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты. Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты (вторичными регуляторами скорости), либо вручную обслуживающим персоналом станции, который контролирует частоту по показаниям приборов.

В отличие от первичного регулирования частоты, в котором принимают участие все станции, для вторичного регулирования выбирают одну или несколько станций с большой крутизной характеристики регулятора скорости турбины. Все остальные станции получают задание поддерживать постоянное значение Р_Г и участвовать в первичном регулировании частоты.

В результате вторичного регулирования статическая характеристика турбины перемещается параллельно самой себе до тех пор, пока частота не станет номинальной (на рис. 3 точка 3), мощность генератора при этом увеличивается до Р_Г2.

Рис. 3. Первичное и вторичное регулирование частоты

Наилучшее качество частоты может быть достигнуто при автоматическом регулировании, если оно осуществляется совместно с экономическим распределением активных нагрузок между станциями.

Основная цель экономического распределения нагрузок между электростанциями заключается в том, чтобы требуемое количество энергии выработать с минимальными затратами. Основным критерием при эксплуатации электрических станций является себестоимость отпущенной потребителям электроэнергии, главной составляющей которой являются затраты на топливо, поэтому считают, что наивыгоднейшим режимом системы будет такой режим, который обеспечивает наименьший расход условного топлива.

При перераспределении нагрузок между станциями происходит перераспределение потоков мощности по линиям, а значит, меняются потери в линиях, следовательно, нужно выбрать такой режим, чтобы потери в сетях были наименьшими.

При выборе частоторегулирующих станций (наиболее подходящими для этой цели являются крупные ГЭС) необходимо учитывать пропускную способность линий электропередачи, связывающих электростанции энергосистемы.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока, а именно частота, величина и форма кривой напряжения, могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т. е. расчетным 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 России в нормальном режиме должна поддерживаться с точностью ±0,2 Гц (95 % времени суток). Допускается кратковременная (не более 72 мин в сутки) работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,4 Гц.

Столь жесткие 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 и других механизмов.

Автоматическое ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любых возможных дефицитах мощности энергосистемы снижение частоты ниже 45 Гц было исключено. Время работы с частотой 47 Гц – не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – не более 60 с.

Система автоматического ограничения частоты осуществляет:

• автоматический ввод резерва;
• автоматическую частотную разгрузку;
• дополнительную разгрузку;
• включение отключенных потребителей при восстановлении частоты.

Аварии, связанные с понижением частоты, считаются наиболее опасными (тяжелыми для энергосистемы).

Снижение частоты происходит в результате:

• отключения источников генерации;
• аварийного разделения систем на части;
• отключения питающих линий.

Причем частота при снижении активной мощности генерации снижается лавинообразно. Снижение частоты ведет к еще более глубокому снижению частоты.

Другим опасным явлением при снижении частоты является возможность развития лавины напряжения, приводящей к массовому отключению потребителей.

Эти два процесса взаимосвязаны: при снижении частоты резко увеличивается потребление реактивной мощности, которое приводит к снижению напряжения в узлах потребления.

Предотвращение снижения частоты до опасных уровней, при которых возможно нарушение работы энергосистемы, может быть возложено только на действие автоматических устройств АЧР (автоматическая частотная разгрузка), поскольку процесс снижения частоты и напряжения развивается за время от нескольких секунд до десятков секунд.

Основное назначение АЧР – путем отключения части потребителей (соответственно менее ответственных) сохранить рабочее состояние энергосистемы.

4. Надежность и устойчивость работы энергосистем

Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к системам электроснабжения (СЭС) одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности (параметр потока отказов, время восстановления) и вспомогательные (частота ремонтов и их продолжительность). Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный, аварийный, послеаварийный).

Основные способы повышения надежности СЭС:

• повышение надежности источников питания;
• повышение надежности отдельных элементов СЭС;
• уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС;
• усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС;
• совершенствование системы технического обслуживания и ремонта;
• повышение квалификации обслуживающего персонала.

Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС, условий ее функционирования.

Одним из основных условий функционирования электроустановок и СЭС в целом является надежная работа при воздействии условий окружающей природной среды (погодно-климатические условия) и техникотехнологических условий. Поэтому при выборе элементов СЭС необходимо учитывать как климатические условия эксплуатации (макроклимат, включая загрязнение окружающей среды), так и технико-технологические условия эксплуатации (микроклимат: температуру, влажность, запыленность, агрессивную среду и пожаро- и взрывоопасные зоны).

Безопасность СЭС – это свойство СЭС сохранять с некоторой вероятностью безопасное состояние при выполнении заданных функций в условиях, установленных нормативно-технической документацией (монтаж, эксплуатация и проведение ремонтных работ).

Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от воздействия электрического тока, электромагнитного поля и статического электричества.

На этапе проектирования СЭС предусматривается возможность ее реконструкции при развитии производства предприятия, без значительных капитальных затрат.

Показатели по надежности электроснабжения. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники подразделяются на следующие три категории:

Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого, взаимно резервирующего источника питания для безаварийной остановки технологического процесса.

Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции; массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта; нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории в нормальном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания. Перерыв электроснабжения электроприемников II категории допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала.

Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения I и II категорий. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают одни сутки.

Независимые источники питания – источники, схема и конструктивное исполнение которых и питающих их электрических сетей таковы, что при отказе одного из них снижение качества электроэнергии на другом не превышает установленных пределов в любой момент времени, включая время аварийного режима.