2015-03-27
1212
Характерной особенностью установившегося режима работы электроэнергетической системы (ЭЭС) является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. В любой момент установившегося режима ЭЭС суммарная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, равна суммарной потребляемой мощности в этот же момент времени. Такое соотношение вырабатываемой и потребляемой мощностей называется балансом активной мощности.
Уравнение баланса активной мощности для ЭЭС имеет вид
S Р г=S Р н+ S Р сн+D Р S, (2.1)
где S Р г – суммарная генерируемая активная мощность;
S Р н – суммарная активная мощность потребителей в ЭЭС;
S Р сн – суммарная мощность собственных нужд электростанций;
D Р S – суммарные потери активной мощности.
Баланс активной мощности в ЭЭС составляется для периода прохождения годового максимума нагрузки. Величина активной суммарной мощности потребителей S Р н при эксплуатационных расчетах определяется суммированием максимальных мощностей узлов нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимумов k р. При проектировании развития ЭЭС величина S Р н рассчитывается на основании проектных данных и прогнозирования роста нагрузок.
Потери активной мощности в ЭЭС зависят от протяженности линий электрических сетей, количества трансформаций от источников питания до потребителей и составляют 5...15 % от суммарной генерируемой мощности S Р г (подробнее см. п.8.1).
Мощность собственных нужд электростанций S Р сн зависит от типа станции, единичной мощности агрегатов и вида используемого топлива. Максимальная нагрузка собственных нужд станций может приближенно оцениваться в процентах от установленной мощности (табл. 2.1). Большие значения нагрузки собственных нужд соответствуют меньшим единичным мощностям агрегатов.
Т а б л и ц а 2.1
| Электростанция | Нагрузка собственных нужд, % |
| ТЭЦ пылеугольная | 8-14 |
| ТЭЦ газомазутная | 5-7 |
| КЭС пылеугольная | 6-8 |
| КЭС газомазутная | 3-5 |
| АЭС | 5-8 |
| ГЭС мощностью до 200 МВт | 2-3 |
| ГЭС мощностью более 200 МВт | 1-0,5 |
При выполнении равенства (2.1) частота в ЭЭС неизменна и определяется частотой вращения турбин генераторов. Любое изменение генерируемой или потребляемой мощности приводит к изменению частоты в ЭЭС.
Увеличение потребляемой мощности или уменьшение генерируемой мощности равнозначно уменьшению впуска энергоносителя (пара, воды) в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут тормозиться, приводя к уменьшению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки снижение частоты в ЭЭС вызовет уменьшение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с меньшим значением частоты, чем в предшествующем режиме.
Уменьшение потребляемой мощности или увеличение генерируемой мощности равнозначно дополнительному впуску энергоносителя в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут разгоняться, приводя к увеличению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки повышение частоты в ЭЭС вызовет увеличение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с большим значением частоты, чем в предшествующем режиме.
Причины изменения частоты в ЭЭС могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями ЭЭС, резкое увеличение мощности потребителей и др.
Отклонение частоты f от ее номинального значения f ном=50 Гц
D f = f – f ном (2.2)
как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109-97, который устанавливает нормально допустимые (+ 0,2 Гц) и предельно допустимые (+ 0,4 Гц) отклонения частоты.
Достаточно жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность.
Повышение частоты, обусловленное избытком генерируемой мощности в ЭЭС, устраняется, как правило, уменьшением впуска энергоносителя в турбины или отключением части генераторов в ЭЭС.
Более сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в ЭЭС. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности.
При дальнейшем снижении частоты в ЭЭС и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Эта системная автоматика выполняется с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците генерируемой мощности, включая и аварийные режимы, снижение частоты ниже уровня 45 Гц было бы исключено полностью. Время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР).
АЧР предусматривает дискретное отключение потребителей по мере снижения частоты в ЭЭС. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на подстанциях электрической сети. Реле частоты, входящее в комплект АЧР, дает сигнал на отключение части линий, питающих потребителей, при снижении частоты в ЭЭС до величины уставки этого реле. Очередность отключения потребителей выбирается по условию минимального ущерба от перерыва электроснабжения.
