ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ PDF (Учебное пособие)

Министерство образования и науки Республики Казахстан Некоммерческое акционерное общество «Алматинский университет энергетики и связи» Е.Г. Михалкова ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Учебное пособие Алматы...

Министерство образования и науки Республики Казахстан Некоммерческое акционерное общество «Алматинский университет энергетики и связи» Е.Г. Михалкова ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Учебное пособие Алматы АУЭС 2017 3 УДК 621.311 (075.8) ББК 31.27Я73 М 69 Рецензенты Кандидат технических наук, доцент кафедры электроэнергетика КазАТК им. М. Тынышпаева Кельбасс С.В. Кандидат технических наук, зав. кафедрой «Энегетика» КазНИТУ им. К. Сатпаева Хидолда Е.Х. Кандидат технических наук, доцент кафедры ЭПП АУЭС Казанина И.В. Рекомендовано к изданию Ученым Советом Алматинского университета энергетики и связи (Протокол № 9 от 16.05.2017). Печатается по плану выпуска ведомственной литературы АУЭС на 2016 год, позиция 12. Михалкова Е.Г.. М 69 Эксплуатация электрических систем. Учебное пособие (для магистрантов высших учебных заведений специальности «Электроэнергетика»)/Михалкова Е.Г. – Алматы: АУЭС, 2016. – 97 с.: табл. 6, ил.46, библиогр.- 6 назв. ISBN 978-601-7889-40-1 В представленном учебном пособии содержатся сведения по эксплуатации электрических систем. Учебное пособие предназначено для магистрантов профильной и научно-педагогической магистратуры специальности 6М071800 - Электроэнергетика УДК 621.311 (075.8) ББК 31.27Я73 ISBN 978-601-7889-40-1 ©АУЭС, 2016 Михалкова Е.Г., 2017 4  Михалкова Елена Григорьевна ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Учебное пособие Редактор Л.Т. Сластихина Подписано в печать ___ ___.2017 г. Тираж 100 экз. Формат 60х84 1/16 Бумага типографская №2 Уч.-изд.л. 6,2 Заказ №____ Цена 3100 тенге. Некоммерческое АО «АУЭС» г.Алматы, ул.Байтурсынова, 126 Копировально-множительное бюро некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» г.Алматы, ул.Байтурсынова, 126 5  Некоммерческое акционерное общество АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ Кафедра Электрических станций, сетей и систем УТВЕРЖДАЮ Проректор по учебно-методической работе _________________С.В. Коньшин «_____»__________2016г. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Учебное пособие Для магистрантов профильной и научно-педагогической магистратуры специальности 6М071800 - Электроэнергетика СОГЛАСОВАНО Рассмотрено и одобрено на Начальник УМО заседании кафедры «ЭССиС» _________М.А.Мустафин Протокол №6 от «14» января. 2016г. «____»__________2016г. Зав.кафедрой «ЭССиС», к.т.н., проф _________________Умбеткулов Е.К. Председатель УМС ОУМ ________________Б.К.Курпенов «_____»__________2016 г Редактор СОГЛАСОВАНО _________Н.М.Голева Зав.кафедрой ЭПП, доцент «____»_____________ 2015 г. _____________Башкиров М.В Специалист по стандартизации Зав.кафедрой ЭиАПУ, профессор _____________ _____________Мустафин М.А «____»_______________2016 г СОСТАВИТЕЛИ: Доцент кафедры ЭССиС, к.т.н. _________________Е.Г. Михалкова Алматы 2016 г. 6  Введение Данное учебное пособие выполнено в соответствии с рабочим учебным планом специальности 6М071800 – Электроэнергетика и может быть полезно как для магистрантов профильтного направления при изучении курса «Экс- плуатация электрических систем», так и для магистрантов научно- педагогического напрвления изучающих курс «Основные проблемы эксплуа- тации элекитрических сетей и систем». Предполагается, что учебное пособие даст представление о задачах, стоящих перед эксплуатацией электрических систем и облегчит адаптацию молодых специалистов к практической работе. В последние годы были выполнены научные разработки в области совершенствования эксплуатации оборудования и электрических систем, а также созданы многочисленные технические средства, способствующие реализации многих идей в этой области. Однако, как свидетельствует опыт, усложнение установок и взаимосвязей между ними в рамках энергосистем приводит к дальнейшему росту числа проблем, в решении которых должен принимать активное участие эксплуатационный персонал. Эксплуатация это не только оперирование техническими установками и системами в соответствии с определенными правилами, но также и формирование самих правил и стратегий, обеспечивающих успешность действий. Для этого нужно предвидеть восприятие персоналом производственных ситуаций, и при необходимости корректировать их для достижения поставленной цели. В первой главе рассматриваются вопросы управления и ведения режима энергосистемы, приводится характеристика и тенденции развития энергетиче- ской отрасли, основы государственной политики в области энергетики, а так- же задачи и организация управления энергосистемами на различных уровнях. Вторая глава пособия посвящана вопросу эксплуатации электрических систем. Здесь раскрываются вопросы управления режимами работы энерго- системы в аварийных режимах (лавина перегрузки, лавина ассинхронных ре- жимов, лавина частоты и напряжения). В третьей главе рассмотрены основные меры по предотвращению и лик- видации технологических нарушений и приводитсяобобщенная структурная схема, отражающая стратегию деятельности персонала по восстановлению энергосистем после тяжелых системных аварий. Для уяснения целей функционирования электроэнергетических систем в главе 4 рассматриваются аспекты, связанные с потреблением электроэнергии. Суммарное потребление электроэнергии различными территориями характе- ризуется определенным его изменением во времени – графиком нагрузок. Для обеспечения нормального функционирования энергосистем энергетические мощности должны соответствовать ожидаемому потреблению энергии. Для этого необходимо прогнозирование графиков нагрузки. В главе 4 также рас- 7 сматривается процесс формирования резерва производственных энергетиче- ских мощностей. В главе 5 излагаются вопросы организации эксплуатации электриче- ских станций и сетей. Подробно рассмотрена производственная структура электростанций и предприятий электрических сетей и отмечены обязанности эксплуатационного и ремонтного персонала. Шестая глава раскрывает вопросы выбора целесообразной системы ре- монтов оборудования ЭЭС: рассмотрены виды ремонтов, типы взаимосвязей ремонтов и принцыпы выбора наиболее эффективной системы ремонтов. Главы 7 и 8 посвящены эксплуатации элементов ЭЭС. В 7 главе рас- смотрены характеристики энергетических установок электроснанций в стати- ке и динамике. Изложены такие формы эксплуатации, как режим скользящих параметров пара, управление турбинами в режиме «до себя». В главе рассмат- риваются и другие вопросы, существенные для понимания эксплуатации. В главе 8 показано, что наиболее существенными проблемами в области эксплуатации трансформаторов являются температурные условия работы трансформаторов, контроль за использованием ресурса трансформаторов и др. В главе изложены как теоретических основы требований эксплуатации, так и технические средства, разработанные для этого. В главе 9, посвященной эксплуатации электрических сетей, рассматри- ваются главные проблемы подготовки и организации ремонтных работ рас- пределитеьной сети. Эксплуатация распределительных устройств (РУ) рассматривается в главе 10. Здесь приведены основные принципы эксплуатации РУ оперативным персоналом, типы распределительных устройсв и их особенности. В главе за- тронут важный вопрос технической надежности РУ. Оптимальное решение в области эксплуатации можно выбрать лишь с учетом свойств персонала: быстродействия, способности к запоминанию, умению осуществлять выбор правильного решения из многих возможных и т.д. свойствам персонала, участвующего в эксплуатации ЭЭС, посвящена гла- ва 11, в которой приводятся сведения, позволяющие избежать переоценки возможностей персонала. 8  1 Общие вопросы управления и ведения режима энергосистемы 1.1 Характеристика и тенденции развития электроэнергетической отрасли. Основы государственной политики в области энергетики Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Казахстана. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей – основа поступательного развития экономики страны. В настоящее время электроэнергетическая отрасль Казахстана переживает процесс реформирования, стратегической задачей которого является перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования. Основными проблемами энергетической отрасли Казахстана являются: - значительная выработка паркового ресурса генерирующего оборудования; - недостаточная эффективность диспетчерского управления; - значительные колебания напряжения 220-500 кВ по транзиту Север — Юг, его низкая надежность; - дефицит маневренной генерирующей мощности для покрытия пиковых нагрузок, - неравномерность распределения генерирующих мощностей (42% установленной мощности ЕЭС Казахстана сконцентрировано в Павлодарской области). В настоящее время управлением ЕЭС Казахстана осуществляет Филиал АО «КЕGОС» «Национальный диспетчерский центр Системного оператора». На основании Постановления Совета Министров Казахской ССР № 224 от 15 апреля 1969 г. организовано Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Казахстана (ОДУ Казахстана), которое в дальнейшем претерпело следующие преобразования: - на основании приказа РГП «НЭС Казахстанэнерго» № 99 от 01.09.1997 г. ОДУ Казахстана преобразовано в филиал АООТ «KEGOC» Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы Казахстана (ЦДУ ЕЭС Казахстана); - на основании приказа ОАО «KEGOC» № 259 от 19.05.2000 г. филиал ЦДУ ЕЭС Казахстана преобразован в Департамент Централизованного диспетчерского управления ОАО «KEGOC»; - на основании приказа ОАО «KEGOC» № 83 от 01.03.2001 г. создан Филиал «Головной филиал Центральное диспетчерское управление Единой Энергетической Системы Казахстана» (ГФ ЦДУ ЕЭС Казахстана). Решением Совета директоров АО «KEGOC» от 01.12.2004 г. № 3 Филиал «Головной филиал Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) Единой электроэнергетической системы Казахстана» АО «KEGOC» был переименован в «Национальный диспетчерский центр Системного 9 оператора» — НДЦ СО (свидетельство об учетной перерегистрации филиала № 1948–1910 -Ф-лот от 28.12.2004 г.). Приказом АО «KEGOC» от 14.11.2005 г. № 703 с 15.12.2005 г. по 25.01.2006 г. осуществлена передислокация НДЦ СО из г. Алматы в г. Астану. В прямом оперативном подчинении НДЦ СО находятся девять региональных диспетчерских центров (РДЦ) (рисунок 1.1): 1) Aкмолинский РДЦ (г. Астана); 2) Aктюбинский РДЦ (г. Актобе); 3) Aлматинский РДЦ (г. Алматы); 4) Восточный РДЦ (г. Усть-Каменогорск); 5) Западный РДЦ (г. Атырау); 6) Костанайский РДЦ (г. Костанай); 7) Северный РДЦ (г. Экибастуз); 8) Центральный РДЦ (г. Караганда); 9) Южный РДЦ (г. Шымкент). Рисунок 1.1 – Оперативное подчинение НДС региональных диспетцерских центров Целями деятельности НДЦ Системного оператора являются: - обеспечение надежного функционирования ЕЭС Казахстана; - обеспечение параллельной работы ЕЭС Казахстана с энергосистемами сопредельных государств; 10  обеспечение качества электрической энергии в соответствии с требованиями нормативов. Предмет деятельности Филиала НДС СО заключается: - в централизованном оперативно-диспетчерском управлении режимами производства, передачи и потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана; - в управлении режимами межгосударственных перетоков электрической энергии; в обеспечении предотвращения, локализации и ликвидации технологических нарушений в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан; - в оперативном управлении резервами мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан; - в определении структуры, принципов, мест размещения, объемов и уставок систем релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, обеспечивающих надежную и устойчивую работу единой электроэнергетической системы Республики Казахстан. Задачами дспетчерской службы являются: - осуществление круглосуточного оперативно — диспетчерского управления Единой электроэнергетической системой Казахстана; - реализация суточных графиков работы субъектов оптового рынка электроэнергии; - осуществление физического урегулирования дисбалансов электрической энергии в ЕЭС РК между фактическими и договорными значениями производства и потребления электрической энергии субъектами ОРЭ; - обеспечение предотвращения, локализации и ликвидации технологических нарушений в ЕЭС РК; - обеспечение качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативов; - оперативное управление резервами мощности в ЕЭС РК; - поддержание надежной схемы ЕЭС, контроль за оперативной схемой линий и энергообъектов, находящихся в управлении или ведении диспетчера НДЦ СО; - реализация заявок по выводу в ремонт и вводу в работу оборудования и ВЛ; - обеспечение постоянного улучшения результативности процессов ИСМ в рамках деятельности Службы. Функции: - осуществляет непрерывное управление ЕЭС РК круглосуточной работой оперативно-диспетчерского персонала на диспетчерском пункте НДЦ СО; - разрабатывает инструктивный материал для обеспечения выполнения задач службы; 11  - ежедневно проводит анализ работы ЕЭС за прошедшие сутки; - проводит противоаварийные тренировки в соответствии с руководящими указаниями; - разрабатывает или согласовывает формы диспетчерской документации; - контролирует соответствие оперативных схем подстанций и сетей; - участвует в разработке оперативных диспетчерских задач; - производит сбор оперативных сведений по аварийным нарушениям и участвует в расследовании крупных аварий и в разработке противоаварийных мероприятий по ним; - участвует в рассмотрении заявок на вывод в ремонт и ввод в работу оборудования с последующей их реализацией; - ежедневно составляет отчетную документацию о состоянии дел в ЕЭС РК за истекшие сутки; - в установленном порядке принимает необходимые В 2004 году был принят Закон Республики Казахстан «Об энергетике», устанавливающий правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики, определяющий полномочия органов государственной власти на регулирование этих отношений, основные права и обязанности субъектов электроэнергетики при осуществлении деятельности в сфере электроэнергетики. Согласно подпункту 20) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики Казахстан утвердило правила оказания системным оператором организации и функцио- нирования рынка системных и вспомогательных услуг. Системный оператор оказывает на договорной основе субъектам оптового рынка электрической энергии следующие виды системных услуг: - услуги по передаче электрической энергии по национальной электрической сети, обеспечивая ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности; - услуги по технической диспетчеризации отпуска в сеть и потребления электрической энергии, осуществляя централизованное оперативно- диспетчерское управление режимами работы ЕЭС Казахстана, включая составление фактических балансов и формирование суточного графика производства-потребления электрической энергии; - услуги по резервированию электрической мощности; - услуги по организации балансирования производства/потребления электрической энергии ЕЭС Казахстана. Системный оператор приобретает на договорной основе у субъектов оптового рынка электрической энергии следующие виды вспомогательных услуг: - услуги по поддержанию в готовности резервов электрической мощности; - услуги по регулированию мощности (частоты). 12  Системные услуги оказываются системным оператором на основании заключенных с субъектами оптового рынка электрической энергии договоров. Тарифы на системные услуги, оказываемые системным оператором, определяются в порядке, установленном государственным органом, осуществляющим руководство в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках. Общими принципами организации экономических отношений и основами государственной политики в сфере электроэнергетики являются: - обеспечение энергетической безопасности Республики Казахстан; - технологическое единство электроэнергетики; - бесперебойное и надежное функционирование электроэнергетики в целях удовлетворения спроса на электрическую энергию потребителей, обеспечивающих надлежащее исполнение своих обязательств перед субъектами электроэнергетики; - свобода экономической деятельности в сфере электроэнергетики и единство экономического пространства в сфере обращения электрической энергии с учетом ограничений, установленных федеральными законами; - соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии; - использование рыночных отношений и конкуренции в качестве одного из основных инструментов формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии; - обеспечение недискриминационных и стабильных условий для осуществления предпринимательской деятельности в сфере электроэнергетики, обеспечение государственного регулирования деятельности субъектов электроэнергетики, необходимого для реализации принципов, установленных настоящим законом, при регламентации применения методов государственного регулирования, в том числе за счет установления их исчерпывающего перечня. 1.2 Задачи и организация управления энергосистемами на различных уровнях В процессе реформирования электроэнергетики должна быть сохранена и укреплена единая система оперативно-диспетчерского управления отраслью. Основными принципами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике являются: - обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии; - подчиненность субъектов оперативно-диспетчерского управления нижестоящего уровня оперативным диспетчерским командам и 13 распоряжениям субъектов оперативно-диспетчерского управления вышестоящего уровня; - безусловное исполнение субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии с управляемой нагрузкой указаний субъектов оперативно-диспетчерского управления по регулированию технологических режимов работы объектов электроэнергетики (оперативных диспетчерских команд и распоряжений); - осуществление мер, направленных на обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики и предотвращение возникновения аварийных ситуаций; - принятие мер, направленных на обеспечение в Единой энергетической системе Казахстана нормированного резерва энергетических мощностей; - обеспечение долгосрочного и краткосрочного прогнозирования объема производства и потребления электрической энергии; - приоритетность режимов комбинированной выработки электрической и тепловой энергии в осенне-зимний период регулирования режимов работы генерирующего оборудования; - экономическая эффективность оперативных диспетчерских команд и распоряжений, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы Казахстана и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем по критерию минимизации суммарных затрат покупателей электрической энергии; - ответственность субъектов оперативно-диспетчерского управления и их должностных лиц перед субъектами оптового и розничных рынков за результаты действий, осуществляемых с нарушением законодательства, порядка оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и правил оптового рынка, утверждаемых Правительством Республики Казахстан. Верхним уровнем в системе оперативно-диспетчерского управления электроэнергетикой является системный оператор Единой энергетической системы казахстана (СО – системный оператор), осуществляющий: - обеспечение соблюдения установленных параметров надежности функционирования Единой энергетической системы Казахстана и качества электрической энергии; - участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики, прогнозирование объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей; - согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и энергетических объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввода их после ремонта и в эксплуатацию; - выдачу субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии с управляемой нагрузкой обязательных для исполнения оперативных 14 диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением функций системного оператора; - разработку оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы Казазхстана; - регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики; - организацию и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств; - участие в формировании и выдаче при присоединении субъектов электроэнергетики к единой национальной электрической сети и территориальным распределительным сетям технологических требований, обеспечивающих их работу в составе Единой энергетической системы Казах- сната. Тактические задачи в зависимости от их сложности и требуемых ресурсов могут решаться на более низких иерархических уровнях, что обеспечивает оперативность принятия решений, а в большинстве случаев и более высокую точность. Для этого на каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети и подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом) должно быть организовано оперативно-диспетчерское управление, задачами которого являются: ведение требуемого режима работы; производство переключений, пусков и отключений; локализация аварий и восстановление режима работы; подготовка к производству ремонтных работ. Для каждого уровня оперативно-диспетчерского управления должны быть установлены две категории управления оборудованием: - оперативное управление; - оперативное ведение. В оперативном управлении диспетчера должно находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередач, устройства релейной защиты, аппаратура систем режимной и противоаварийной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми оперативно-диспетчерский персонал данного уровня выполняет непосредственно или если эти операции требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных измерений на нескольких объектах. Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться оперативно-диспетчерским персоналом непосредственно или под руководством диспетчера, в оперативном управлении которого находится данное оборудование и устройства. Так, например, электрическая линия отключается на ремонт персоналом как минимум, двух объектов, расположенных по ее концам. В этом случае вышестоящий оперативный персонал сам дает указания для производства всех 15 операций, требующих координации действий на различных объектах. Такая координация необходима при действиях с коммутационной аппаратурой и противоаварийной автоматикой, имеющей общесистемное значение. В оперативном ведении диспетчера должно находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередач, устройства релейной защиты, аппаратура систем режимной и противоаварийной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно- информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики. Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера. Так, например, по указанию диспетчера энергосистемы персонал электростанции пускает котлы и турбогенераторы, проводя самостоятельно весь комплекс операций, необходимых для этого. Аналогично проводятся операции, связанные с остановом оборудования и выводом его в ремонт. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням оперативно- диспетчерского управления. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно- диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе в составе ЕЭС Казах- стана. Помимо территориальной иерархии, существует и временная иерархия управления энергосистемами. Исходя как из собственно временного аспекта, так и из содержания решаемых задач, выделим следующие временные уровни управления: долгосрочное планирование; краткосрочное планирование; оперативное управление; автоматическое управление. К долгосрочному планированию относятся задачи планирования на период времени: месяц – квартал – год. При краткосрочном планировании решаются задачи, связанные, главным образом, с подготовкой работы режима энергосистемы на ближайшие сутки или несколько суток. Одной из основных задач здесь является составление диспетчерского графика. К уровню оперативного управления относятся задачи, решаемые оперативным персоналом в течение смены и обеспечивающие: выполнение запланированных режимов и их коррекцию при отклонении реальных условий производства, распределения и потребления электроэнергии от расчетных; предотвращение возникновения аварий и медленно развивающихся нарушений режима; ликвидация затянувшихся аварийных режимов; восстановление нормальной схемы сети и электроснабжения потребителей в послеаварийных режима;организацию ремонтных и восстановительных работ. 16  К автоматическому управлению относятся задачи управления текущими режимами, а также ликвидация аварий, осуществляемая с помощью местных и централизованных устройств автоматики. Помимо территориальной и временной иерархии, в управлении ЭЭС существует и, так называемая, ситуативная иерархия режимов (рисунок 1.3). Дело в том, что в зависимости от ситуации и временного уровня в системе управления можно выделить достаточно независимые подсистемы со своим комплексом задач и технической базой. Нормальный Аварийный Послеавар. Восстановит. режим режим режим режим Рисунок 1.3 - Ситуативная иерархия режимов Цель управления электрической системой в нормальных режимах – обеспечение всех потребителей энергией при соблюдении нормативов по качеству и надежности с наибольшей экономичностью. Это управление осуществляется оперативным персоналом на базе АСДУ и различных устройств автоматики нормального режима. Цель управления электрической системой в аварийном режиме – минимизация потерь от ограничения электропотребления и повреждения электрооборудования за счет своевременной мобилизации ресурса воздействий и их оптимального использования. Для этого в аварийном режиме необходима быстрая ликвидация источника возмущения, а также локализация последствий аварии. Здесь управление осуществляется устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики. Высокая скорость протекания процессов исключает участие человека в управлении. Цель управления электрической системой в послеаварийном режиме – предотвращение развития аварии с помощью воздействий, отвечающих минимуму ущерба электрической системы и потребителей. Цель управления электрической системой в восстановительном режиме – возврат системы к нормальному функционированию. 17  2 Управление режимами работы энергосистемы 2.1 Управление нормальным режимом работы Оперативное управление режимами работы объектов оперативно- диспетчерского управления в нормальных условиях осуществляется в соответствии с заданным диспетчерским графиком (разработанным при краткосрочном планировании). Коррекция диспетчерского графика осуществляется при изменении режимных условий и фиксируется в оперативно-диспетчерской документации с указанием причин коррекции. Обо всех вынужденных отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня. Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до минимума. При необходимости диспетчер вышестоящих уровней (ЦДУ, ОДУ, ЦДС) должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или вывод их в резерв. На электростанциях ЕЭС должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима по частоте и активной мощности, обеспечивающее: - исполнение заданных графиков активной мощности; - поддержание частоты в нормированных пределах; - поддержание перетоков активной мощности, исходя из условий обеспечения надежности функционирования ОЭС и ЕЭС; корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы при изменении режимных условий. Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного и вторичного регулирования. 1 этап – первичное регулирование. Осуществляется всеми электростанциями путем изменения мощности под действием автоматических регуляторов скорости (АРС). Эффективность первичного регулирования частоты зависит от статизма регулятора скорости. 2 этап – вторичное регулирование (для дополнительной корректировки). Осуществляется оперативно либо автоматически (с использованием систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности – АРЧМ) выделенными для этих целей электростанциями. В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности в следующих случаях: -после восстановления частоты 50 Гц; 18  - с разрешения диспетчера ЦДС; - при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы. При регулировании напряжения в электрических сетях должно быть обеспечено: -соответствие уровня напряжения требованиям ГОСТ; - соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимого эксплуатационного повышения напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов изготовителей и циркуляров); - необходимый запас устойчивости энергосистемы; - минимум потерь электроэнергии в электрических сетях. Регулирование напряжения должно осуществляться средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии – оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера вышестоящего уровня. Помимо этого, выполняя свои функции по ведению нормального режима, диспетчеры всех высших уровней и дежурный персонал оперативных подразделений более низких ступеней управления производят: - контроль и изменение схемы электрической сети; - вывод оборудования и ввод его в работу; - контроль за устройствами оперативного управления, РЗ и противоаварийной автоматики, вывод из работы и ввод в работу; - проведение испытаний, ввод нового оборудования в работу; - передачу оперативной информации и ведение оперативной отчетности. 2.2 Управление энергосистемами в аварийном режиме Все технологические нарушения в электрических системах можно условно разбить на три группы: - нарушения на электростанциях; - нарушения на подстанциях и в электрических сетях; - нарушения, вызывающие расстройство работы энергосистемы в целом. Преобладающая часть (80  90 %) всего недоотпуска, электроэнергии приходится на аварии в электрических сетях. Аварии на электростанциях приводят к 10  20 % суммарного недоотпуска и этот недоотпуск в значительной мере вызван авариями в районах со слабыми электрическими связями или на изолированно работающих электростанциях. Наиболее тяжелыми являются системные аварии. Одиночные отключения элементов обычно приводят к перераспределению потоков мощности по оставшимся в работе элементам без ущерба для электроснабжения. К системным авариям относятся аварии с нарушением устойчивости и разделением энергосистемы, вызывающие отключение потребителей общей 19 мощностью более 5 % нагрузки отделившейся части, а также длительная работа энергосистемы с частотой ниже установленного предела (для обычных условий – ниже 49,5 Гц длительностью более 1 часа). К системным авариям отнесены также вызванные стихийными явлениями массовые повреждения линий электропередачи, приведшие к отключению потребителей общей мощностью более 10 % всей нагрузки энергосистемы. Для большинства системных аварий характерно каскадное развитие аварийных процессов. Анализ аварий показывает, что их перерастание в системные аварии обычно является следствием ряда утяжеляющих аварийные процессы факторов. Важнейшими из них являются: - ограниченность резервов мощности; - недостаточная пропускная способность электрических связей; - неправильная работа устройств РЗ и А; - недостаточная оснащенность энергообъектов средствами ПА; - недостаточно надежная работа выключателей; - неправильные действия персонала. Как отмечалось ранее, высокая скорость протекания аварийных процессов практически исключает возможность участия человека в управлении аварийными режимами в электрических системах. Однако персонал должен ориентироваться в сложных аварийных ситуациях, понимать их сущность и уметь правильно действовать в случаях, когда автоматическая ликвидация аварии не успешна. В первую очередь для понимания принципов эксплуатации энергосистем необходимо иметь представление об опасностях развития лавинных аварийных процессов. Поэтому далее рассмотрим типичные лавинные аварийные процессы, имеющие место в ЭЭС. 2.3 Лавина перегрузки и отключений линий электропередачи Лавина перегрузки и отключений ЛЭП вызывает перегрузку и отключение сильно загруженных питающих ЛЭП, вплоть до полного отделения от ЭЭС района, получающего значительную мощность извне. Существует три причины возникновения лавины перегрузки и отключения ЛЭП: 1) Перегрузка ЛЭП в результате протекания по сечению сети (рису- нок 2.1) значительных мощностей, что приводит к нарушению статической устойчивости и прекращению передачи мощности. Потоки мощности перераспределяются на другие сечения, которые могут, в свою очередь, перегрузиться и т.д. 2) Отключение ЛЭП в сильно загруженном сечении сети вызывает перегрузку другой ЛЭП, ее отключение и т.д., что приводит к каскадному выходу ЛЭП из работы и к разделению электрической системы. 20  II III IV I Рис. 1.1. Схема сечений электрической сети Рисунок 2.1 – Схема сечений электрической сети (I-IV) (I - IV), требующих контроля. 3) Аварийный останов крупного генерирующего источника вызывает начальную перегрузку какого-нибудь сечения с последующим развитием лавинного процесса. Лавина данного типа приводит не только к отключению ЛЭП одного сечения, но может вызвать перегрузки других сечений сети, приводя к распространению аварийного процесса на большие пространства. Чтобы ее избежать используют три типа средств: 1) Ограничение потоков мощности значениями, обеспечивающими достаточные запасы по статической устойчивости в нормальных режимах. В ряде случаев потоки мощности в нормальном режиме ограничиваются величинами, обеспечивающими статическую устойчивость в послеаварийном режиме, наступающем после отключения одной линии электропередачи большой пропускной способности или после аварийного останова крупного турбогенератора. При этом использование пропускной способности сечения сети ограничивается, что не всегда допустимо. Поэтому возникает необходимость в быстродействующем изменении потоков мощности в момент возникновения аварийного события, сохраняющем устойчивость параллельной работы. 2) Быстродействующее изменение потоков мощности с помощью аварийного воздействия на снижение мощности генерирующих источников на передающей стороне сечений сети и иногда увеличение мощности на их приемной стороне. 3) Быстродействующее увеличение мощности электростанций на приемной стороне опасных сечений сети. Для этого могут использоваться не полностью загруженные генерирующие источники ТЭС (за счет аккумулирующих способностей котлов) и ГЭС (за счет агрегатов, работающих в режиме СК). Средства предотвращения лавины перегрузки и отключения ЛЭП образуют две системы управления. 21  Первая система управления – система управления с обратной связью. Поддерживает статическую устойчивость в нормальном, а иногда и в послеаварийном режиме ограничением перетоков мощности в сечениях сети. Наличие обратной связи повышает точность в выборе управляющих воздействий, однако значительно снижает быстродействие. Вторая система управления – быстродействующая система управления статической устойчивостью (в послеаварийном режиме) и динамической устойчивостью, не содержащая элементов обратной связи. Дозы управления определяются в доаварийном режиме для различных ситуаций. Подобное управление может иметь два исхода: успешный (когда доза управления выбрана точно) и неуспешный (кода доза выбрана неточно), что приводит к нарушению устойчивости. 2.4 Лавина асинхронных режимов Асинхронные режимы могут возникать вследствие: - перегрузки линий электропередачи по условиям статической устойчивости; - нарушений динамической устойчивости в результате аварийных возмущений; - несинхронного включения линий электропередачи, генераторов; - потери возбуждения генераторов. Векторы ЭДС частей энергосистемы, между которыми нарушается устойчивость, вращаются друг относительно друга, проходя углы от 0 до 360 . При угле  между ЭДС, равном 180  , в сети имеется точка, напряжение в которой равно нулю, называющаяся электрическим центром качаний. С учетом периодического характера процесса изменения напряжения его опасное снижение происходит в определенном диапазоне изменения угла  (рисунок 2.1 ). Так, например, уменьшение напряжения, соответствующее U  0,5 , происходит в диапазоне углов от 120 до 240, т.е.  = 120 . E При малых разностях частот время, в течение которого напряжение в электрическом центре ниже минимального допустимого уровня, может достигать нескольких секунд. Схема энергосистемы может быть такой, что в зоне низких напряжений, образующихся вокруг электрического центра, будут примыкать протяженные, сильно загруженные ЛЭП. Пропускная способность ЛЭП по условиям статической устойчивости упрощенно определяется: Pmax  EU , X ÝÑ где E – ЭДС генерирующего источника; 22  U – напряжение на приемной стороне ЛЭП; XЭС – эквивалентное индуктивное сопротивление электрической системы. Большое снижение напряжения на длительное время приводит к значительному уменьшению пропускной способности, которая может оказаться ниже передаваемой мощности. В результате снижения напряжения могут возникнуть вторичные нарушения устойчивости в других сечениях электрической сети. U/E, о.е. 0,8 0,6 0,4 0,2 60 90 120 150 180 210 240 270 град. Рис. 1.2. Изменение напряжения в области Рисунок 2.1 – Изменение напряжения в центра электрического области элдектрического качаний центра качаний ЭЭС 2 ЭЭС 1 E1 Uу.п. E2 Рис. 1.3. Отклонение напряжения в сети при асинхронном режиме Рисунок 2.2 – Отклонение напряжения в сети при асинхронном режиме 23  Из рассмотренного следует, что нарушение устойчивости на одной связи может вызвать лавинный вторичный асинхронный режим в ряде сечений сети энергосистемы. В тех случаях, когда существует возможность возникновения вторичных асинхронных режимов, необходимо первый асинхронный режим прекратить прежде, чем напряжение в области электрического центра снизится до опасных значений, т.е. при углах, меньших 180 . Для этого части ЭЭС разделяются. Идеальным местом разделения является точка токораздела доаварийного режима. В этом случае в обеих частях энергосистемы сохранится баланс мощности, а частоты будут близки к нормальным. Однако такое разделение часто нереально, так как асинхронный режим обычно возникает не вблизи точки токораздела, а напротив – вблизи сильно загруженных сечений сети. Поэтому разделение производят в местах, которым соответствует минимальный небаланс мощности из числа возможных. Кроме этого, ликвидация асинхронного режима может быть выполнена путем ресинхронизации частей энергосистемы, вышедших из синхронизма. При ликвидации асинхронного режима путем ресинхронизации рекомендуется предусматривать выполнение мероприятий, улучшающих условия втягивания в синхронизм сразу после его выявления. Например, разгрузку генераторов электростанций в избыточной части энергосистемы и отключение нагрузки в избыточной части. 2.5 Лавины частоты и напряжения Лавина частоты. Разделение частей ЭЭС в точке сети, через которую в доаварийном режиме протекала значительная мощность, приводит к нарушению баланса активной мощности. Если в части ЭЭС, получавшей мощность извне, резервы недостаточны, то возникает дефицит активной мощности, что приводит к снижению частоты. Глубокое снижение или значительное повышение частоты недопустимо по режимам работы электростанций. В частности, для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49.0 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. Работа на пониженной частоте может привести к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин. Если частота оказывается ниже значения, при которой производительность насосов, работающих на противодавлении (питающие насосы котлов) недостаточна, то нарушается работа котлоагрегатов и электростанция может быть остановлена. Частота в дефицитной части ЭЭС дополнительно снижается, что приводит к нарушению работы других и т.д., вплоть до полного останова всех генерирующих источников. 24  Таким образом, лавина частоты может вызвать тяжелую многочасовую энергетическую аварию на большой территории. На атомных электростанциях без ограничения по времени допускается работа энергоблоков в составе энергосистемы при частоте от 49,0 до 50,4 Гц. Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов активной мощности. В нормальных и расчетных аварийных условиях частота в энергосистеме поддерживается системой регулирования частоты, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования. Первичное регулирование частоты является основным средством ограничения отклонений частоты. Оно осуществляется регуляторами скорости генерирующих установок, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления и величины отклонения скорости вращения турбин от заданной. Вторичное регулирование частоты корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для астатического регулирования и внешних перетоков в зоне регулирования. Оно обеспечивает, спустя некоторое время, восстановление частоты в энергосистеме, диапазонов первичного регулирования. Третичное регулирование частоты восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени. Ограничение электроснабжения потребителей, в том числе путем отключения их энергопринимающих установок, может применяться при возникновении аварийного режима с внезапно образовавшимся недостатком электрической мощности, вызвавшем снижение частоты электрического тока ниже 49,8 Гц: после исчерпания резервов генерации; незамедлительно, если частота снизится ниже 49,6 Гц. Для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, энергопринимающие установки которых были отключены действием автоматической частотной разгрузки (АЧР), предусматривается автоматика их частотного повторного включения (ЧАПВ). Она подключает потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей. Лавины напряжения. Лавины напряжения, случающиеся также в электроэнергетических системах, связаны с нарушением баланса реактивной мощности, который определяется соотношением характеристик генерирующих источников и потребителей. Различают несколько причин возникновения лавины напряжения. Сопутствующая лавина пониженного напряжения. Возникает одновременно с лавиной частоты. Причины данной лавины напряжения могут быть следующие: 25  1) Разделение ЭЭС на части, часто приводящее к дефициту реактивной мощности в отделившейся части, вследствие потери источников реактивной мощности и линий сверхвысокого напряжения (СВН). 2) Изменение напряжения на выводах генератора из-за влияния изменения частоты на работу АРВ. Вследствие того, что измерительные органы АРВ ПД обладают индуктивностью, они реагируют на снижение частоты как на эквивалентное ему увеличение напряжения. В среднем, при снижении частоты на 1 % напряжение уменьшается на 1,4 %. АРВ СД, напротив, воспринимают снижение частоты, как уменьшение напряжения, то есть реакции их противоположны и влияние изменения частоты на изменение напряжения зависит от удельного веса АРВ обоих типов. Главная опасность сопутствующей лавины напряжения заключается в том, что при существенном снижении напряжения возможны отказы частотной автоматики и отказы отключения выключателей на подстанциях с оперативным переменным током. Лавина пониженного напряжения нагрузочного узла. Причины данной лавины напряжения следующие: 1) Аварийное уменьшение пропускной способности сети из-за отключения части питающих ЛЭП. На приемной стороне оставшихся в работе линий напряжение может снизиться до значений, недостаточных для осуществления технологических процессов. 2) Преждевременный съем форсировки возбуждения генератора, связанный с неполным использованием их перегрузочного резерва. Лавина повышения напряжения возникает при резком увеличении нерегулируемой составляющей генерируемой реактивной мощности. Это связано с избыточной зарядной мощностью сети сверхвысокого напряжения в условиях понижения потребления реактивной мощности. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения. Обеспечение резервов реактивной мощности. При планировании режимов работы энергосистемы для обеспечения требуемого уровня напряжения в сети должно быть предусмотрено достаточное число генераторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов, реакторов, связанных с сетью на напряжении класса 220 кВ и выше, которые могут участвовать в выработке или потреблении реактивной мощности. На всех электростанциях должно быть предусмотрено автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности. Если напряжение в узлах сети снижается до или ниже аварийного предела, установленного стандартами организации, допускается использование перегрузочной способности генераторов и компенсаторов. При этом напряжение в других узлах сети не должно превышать максимально допустимых значений для оборудования. При работе с пониженным напряжением и возникновении тенденции снижения напряжения со скоростью 5 кВ за 5 минут принимаются меры по ограничению энергопотребления. 26  Если после принятых мер напряжение остается ниже аварийно- допустимого значения, отключают очередями энергопринимающие установки потребителей в том узле, где произошло снижение напряжения. В случае снижения напряжения ниже установленных минимально допустимых значений, на основе опроса оперативного персонала, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяют причины снижения напряжения и, в зависимости от их характера, принимают следующие меры: - отключают шунтирующие реакторы; - включают батареи статических конденсаторов; - изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН; - снижают перетоки мощности по линиям электропередачи; - увеличивают загрузку СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до уровня предельных аварийных перегрузок. При этом предусматриваются меры, предотвращающие возможное отключение генераторов защитой от перегрузки по току ротора. В случае повышения напряжения сверх допустимых значений определяют причины повышения напряжения и, в зависимости от их характера, принимают следующие меры по его снижению: путем отключения батарей статических конденсаторов; включают шунтирующие реакторы; изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН; вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), дающих наибольший эффект снижения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности с контролем напряжения и перетоков мощности по внутренним и внешним связям; снижения загрузки по реактивной мощности генераторов электростанций и СК, работающий в режиме ее выдачи, перевода в режим потребления реактивной мощности. При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности – с нее снимается напряжение. 3 Основные меры по предотвращению и ликвидации технологических нарушений. Восстановление ЭЭС после крупных аварий Ликвидация аварийных ситуаций производится персоналом в случаях, когда автоматическая ликвидация аварии не успешна. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений является: предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением; быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой электроэнергии; создание наиболее надежных послеаварийной 27 схемы и режима работы; выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включения его в работу, восстановление схемы сети. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами различных уровней регламентируется соответст- вующими инструкциями. Правильное распределение этих функций представляет сложную задачу, на решение которой влияют два противоречивых фактора: 1) Стремление предоставить оперативному персоналу возможно большую самостоятельность при ликвидации технологических нарушений. 2) Необходимость ограничить самостоятельность действия персонала по аварийному регулированию мощности. Таким образом, сочетание наибольшей допустимой самостоятельности подчиненного персонала и строжайшей диспетчерской дисциплины – важнейшее условие своевременного предупреждения технологических нарушений и быстрой их ликвидации. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции должен руководить начальник смены станции, на подстанции – дежурный подстанции, оперативно-выездная бригада, мастер или начальник группы подстанции (в зависимости от типа обслуживания подстанции). В электрических сетях технологические нарушения, имеющие местное значение, ликвидируются под руководством диспетчера электрических сетей или диспетчера опорной подстанции.. В энергосистеме, если затронут режим работы только одной энергосистемы, ликвидация нарушений производится под руководством диспетчера энергосистемы. В случае необходимости оперативные или административные руководители вышеуказанных лиц имеют право поручить руководство ликвидации технологических нарушений другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений запрещаются. При затянувшейся ликвидации допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала. Если ликвидация нарушений производится на оборудовании, не находящемся в оперативном ведении или управлении вышестоящего персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего административно- технического персонала энергообъединения, где произошло нарушение. Восстановление энергосистем после тяжелых системных аварий представляет собой сложный и продолжительный процесс. Для сложных ЭЭС решение проблемы восстановления не является тривиальным, при этом предъявляются жесткие требования к скорости и достоверности оценок состояния ЭЭС и возможных действий диспетчера. Рисунок 3.1 характеризует общую картину процессов восстановления ЭЭС. 28  Процесс восстановления энергосистем начинается с определения послеава