Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Управление нормальными режимами - Энергетика Казахстана

Оглавление
Энергетика Казахстана
Потребление электроэнергии и качество жизни
Связь между качеством услуг и качеством жизни
Причины снижения качества услуг
Условия устойчивого развития качества услуг
Энергетические ресурсы мира
Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Потребление электроэнергии
Состояние и перспективы развития топливно-энергетической базы
Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
Гидроэнергетический потенциал мира
Перспективы развития атомной энергетики
Нетрадиционные источники энергии
Баланс электроэнергии
Характеристика и структура потребления электроэнергии
Характеристика электрической нагрузки и прогноз на перспективу
Рост экономического потенциала и электропотребления
Топливно-энергетический баланс и экспортно-импортная политика
Национальные энергосистемы и межгосударственные объединения
Принципы построения схемы электрических сетей и требования к ним
Эффективность формирования энергосистем
Основные тенденции развития энергосистем в мире
Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
Этапы формирования электроэнергетики Казахстана
Перечень оборудования на электростанциях
Оценка экологической безопасности оборудования
Проблемы трансграничного переноса
Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Принципы и нормы проектирования энергосистем
Опоры и фундаменты
Провода и тросы
Изоляция и линейная арматура
Управление объединенными энергосистемами
Информационно-вычислительные системы
Управление нормальными режимами
Управление энергопотреблением
Потери электроэнергии в сетях
Противоаварийное управление
Противоаварийная автоматика
Автоматическое регулирование возбуждения
Автоматика ликвидации асинхронного режима
Автоматическое ограничение повышения частоты и напряжения
Работа объединенных энергосистем стран СНГ в период перехода экономики
Региональные и национальные диспетчерские центры в странах СНГ
Управление резервами активной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности
Координация действий систем защиты
Внедрение аспектов надежности
Экономические условия взаимодействия
Критерии межсистемных контрактов, типы межсистемных соглашений
Организационная схема взаимодействия в перспективе
Необходимые условия интеграции в управлении энергообъединениями
Сети связи и телемеханики
Первичные сети
Вторичные сети
Централизованное теплоснабжение
Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения
Тепловые сети
Режимы регулирования отпуска теплоты
Системы централизованного теплоснабжения в городах Казахстана
Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты
Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане
Поиск оптимального соотношения собственности и формы их содержания
Коммерческие принципы управления в государственном секторе
Электроэнергетика и рыночные механизмы
Форма собственности и форма эксплуатации
Юридические формы организации деятельности энергокомпании
Основные положения приватизации
Выбор методов приватизации
Подготовка к проведению приватизации
Учет в процессе приватизации
Обзор проведенной приватизации в некоторых странах мира
Критическая оценка приватизации
Регулятивная функция в электроэнергетике
Регулирование тарифов
Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Решение споров
Система оперативного планирования и тарифообразования
Сочетание изменения структуры, владения и регулирования
Текущая обстановка
Анализ структуры энергетической отрасли зарубежных стран
Анализ структуры энергетики Казахстана
Формирование ценообразования в энергетике
Принципы перспективного ценообразования на электрическую энергию
Эластичность цен и спроса
Важность и потенциал энергосбережения
Рекомендуемые меры энергосбережения
Ограничения рыночных цен на энергию
Роль Правительства по реализации энергосберегающей политики
Интеграция технологии, параметров оборудования и путей финансирования
Тепловые электрические станции
Поставщики технологии сжигания в кипящем слое
Метод сжигания в кипящем слое под давлением PFBC
Внутрицикловая газификация угля
Реконструкция тепловых электростанций
Национальная энергетическая система
Проектный цикл кредитования инвестиций в энергетику
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - Эксимбанк Казахстан
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - предложение АВВ на два блока 280 МВт(эл.)/685 МВт (тепл.)
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - заключение международного консорциума ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Контракт на строительство ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Руководство по бизнес планированию
Руководство по бизнес планированию - Бизнес план
Глоссарий
Как вычислять финансовые индикаторы, осущестимость инвестирования
Инструкция по заполнению формы бизнес плана

Управление нормальными режимами. Планирование режимов

Принципы планирования режимов.

Планирование режимов энергообъединения большой мощности является чрезвычайно сложной задачей, для решения которой необходим большой объем информации. Решение такой задачи для энергообъединения в целом и одновременно для длительного периода, а также для ближайшего времени этого периода, практически невозможно из-за большого объема необходимой информации и сложности расчетной модели. Поэтому осуществляется разделение задачи планирования в территориальном, временном и функциональном аспектах.
В планировании режимов различают долгосрочное планирование (на месяц, квартал, год) и краткосрочное (на сутки, несколько суток).
Разделение задач на этапы долгосрочного и краткосрочного планирования характерно для энергообъединений всех стран. Вместе с тем, в разных странах имеются различия во временной иерархии задач управления, зависящих от состава генерирующих мощностей (доли составляющей ГЭС и длительности цикла их регулирования) и структуры управления энергетикой. Временные уровни планирования режимов могут быть следующими:

  1. долгосрочное (на 1-2 года) - решение задачи использования водохранилищ ГЭС с сезонным регулированием;
  2. среднесрочное (на 1-6 месяцев) -решение задач по корректировке плана сработки водохранилищ;
  3. краткосрочное (на сутки - неделю) - использование водохранилищ ГЭС с малыми объемами;
  4. выбор состава включенных агрегатов (обычно на сутки).

На временном уровне оперативного планирования каждые 10-30 мин осуществляется корректировка загрузки работающих агрегатов активной и реактивной мощностью.

Долгосрочное планирование.

На уровне долгосрочного планирования решаются задачи оптимизации использования гидроэнергетических ресурсов в длительном цикле регулирования, годового и месячного планирования режимов основного оборудования, а также большинство задач, связанных с разработкой схем и режимов для предстоящих характерных периодов работы энергосистемы (периоды годового максимума нагрузок, паводка и др.), в том числе задачи по обеспечению надежности: исследование
устойчивости параллельной работы энергосистем, расчеты токов КЗ, выбор уставок устройств релейной защиты и автоматики и т. д. К задачам, решаемым на этом временном уровне, относится разработка инструктивных указаний по оперативному ведению режима и диспетчерской эксплуатации средств автоматики и т. д.
Долгосрочное прогнозирование потребления электроэнергии, оптимизация распределения выработки, использования гидроэнергетических ресурсов крупных ГЭС (графики наполнения и сработки основных водохранилищ ) и топливных ресурсов с учетом складывающейся топливной конъюнктуры, координация планов ремонтов осуществляется ЦДУ для объединенной энергосистемы в целом. Объединенные диспетчерские управления подготавливают для ЦДУ предложения и необходимые материалы, разрабатывают оптимальные долгосрочные режимы по ОЭС и работающим в ее составе энергосистемам. Детализация оптимальных долгосрочных режимов каждой из энергосистем осуществляется службами этих энергосистем в соответствии с заданиями ОДУ. В большей или меньшей степени планирование распределения энергоресурсов начинается за 2-4 года. Основными исходными данными при планировании являются внешние показатели: ожидаемое потребление электроэнергии и нагрузки, а также
возможность получения определенных видов топлива и его стоимость.
Долгосрочное планирование развития энергосистемы широко распространено как в странах с национализированной энергетикой, так и странах, где энергетика находится в частном владении. Так, в энергообъединениях и энергокомпаниях США практикуется скользящее перспективное планирование на длительный период. Каждый год проводится корректировка плана со смещением срока планирования на 1 год вперед. В подобном плане определяется: рост потребления электроэнергии и максимума нагрузки, ввод генерирующих мощностей, развитие основных электрических сетей, основные научно- исследовательские и проектные работы.

Задачи управления нормальными режимами.

Нормальным называется режим работы, при котором обеспечивается выполнение требований к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. Основными функциями управления в нормальном режиме являются:

  1. регулирование режима в соответствии с краткосрочным (суточным) планом с коррекцией его при отклонении от предусмотренных в плане условий для обеспечения максимальной экономичности при удовлетворении требований надежности и качества электроэнергии;
  2. производство оперативных переключений;
  3. вывод оборудования в ремонт и в резерв и ввод его в работу после ремонта и из резерва;
  4. сбор, обработка и документирование оперативной информации о работе энергосистемы.

Эти функции осуществляются оперативным персоналом с помощью средств оперативного и автоматического управления. Оперативный персонал в процессе работы при необходимости может изменять параметры настройки средств автоматического управления нормальными и аварийными режимами. Выполнение указанных функций связано с решением комплекса задач управления режимом, схемой сети, составом включенного оборудования и со средствами управления.
Комплекс задач управления режимом можно с известной условностью разделить на три группы:

  1. управление режимом для обеспечения надежности энергосистемы;
  2. управление частотой и активной мощностью для обеспечения экономичности энергетического режима, качества электроэнергии по частоте;
  3. управление напряжениями и реактивными мощностями для обеспечения экономичности режима электрической сети и установленных нормативов качества электроэнергии по напряжению.

В общем случае процесс оперативного управления режимом включает следующие фазы:            идентификацию управляемой энергосистемы, контроль текущего состояния,
оценку перспективных состояний, собственно управление (изменение схемы сети и состава включенного оборудования, регулирование параметров режима) и ретроспективный анализ.

Управление нормальным режимом для обеспечения надежности.

 Для удовлетворения требований надежности энергосистемы при управлении нормальным режимом необходимо обеспечить: термическую стойкость элементов сети в нормальном и возможных послеаварийных режимах, доступные для оборудования энергосистемы уровни напряжения, требуемые (нормативные) запасы статической устойчивости по передаваемой мощности для контролируемых линий (сечений сети) в нормальном и послеаварийных режимах, требуемые (нормативные) запасы статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки, динамическую устойчивость при расчетных (нормативных) аварийных возмущениях.
Управление нормальными режимами в целях поддержания необходимого уровня надежности энергосистемы включает:

  1. оперативный контроль параметров текущего режима (перетоков мощности и напряжений в основных узлах сети) и принятие мер по восстановлению нормальных параметров в случае их выхода за пределы, допустимые по условиям надежности;
  2. оценку ожидаемых ремонтных режимов и возможных аварийных ситуаций и принятие, при необходимости, мер по корректировке режима, а также изменение схемы сети и состава включенного оборудования для предотвращения возникновения недопустимых послеаварийных режимов;
  3. автоматическое ограничение перетоков мощности по линиям электропередачи;
  4. поддержание оперативных резервов активной мощности.

Контроль схемы и параметров текущего режима оперативный персонал осуществляет с помощью установленных на диспетчерских пунктах приборов и других средств отображения информации, передаваемой с помощью телемеханики. Важную роль при этом играют ИВС, осуществляющих автоматический контроль параметров режима и выдачу персоналу необходимой информации. Для автоматического контроля в ЭВМ вводятся данные о пределах допустимых изменений параметров по условиям обеспечения надежности (пределы активной мощности, передаваемой по отдельным линиям электропередачи или сечениям сети, напряжения в узлах, частота в энергосистеме и др.).
Особое удобство использования ЭВМ определяется тем, что при этом контролируются не только отдельные параметры, но и обобщенные, а также некоторые, не измеряемые непосредственно (расчетные) параметры, формируемые ЭВМ: суммарные значения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, расчетные значения угла на линии электропередачи и т. д. С помощью ЭВМ по заданию оперативного персонала может производиться (перед отключением соответствующего оборудования) расчет потокораспределения в предстоящем ремонтном режиме.

Управление режимом по частоте и активной мощности.

 Регулирование частоты и активной мощности имеет своей целью обеспечение качества электроэнергии (поддержания номинального значения частоты в энергосистеме), экономичности режима (оптимальное распределение мощности между параллельно работающими энергосистемами, электростанциями, агрегатами), надежности (ограничение перетоков мощности по линиям электропередачи). В нормальном режиме работы энергосистемы допускаются отклонения частоты (усредненные за 10 мин) в пределах ±0,1 Гц и временная работа энергосистемы с отклонениями частоты ±0,2 Гц. Размах быстрых колебаний частоты (разность между наибольшим и наименьшим значениями) не должен превышать 0,2 Гц, при этом под колебаниями частоты понимаются ее изменения, происходящие со скоростью 0,2 Гц в секунду и более.
В основу ведения режима по активной мощности положен принцип раздельного регулирования плановых и внеплановых изменений активной нагрузки. В соответствии с этим принципом распределение плановых изменений активной нагрузки осуществляется на основании оптимизационных расчетов путем задания каждой электростанции суточных графиков мощности, которые реализуются автоматически через системы группового регулирования активной мощности агрегатов или вручную дежурным персоналом с помощью средств дистанционного управления. Регулирование частоты и обменной мощности, а также ограничение перетоков мощности по межсистемным и сильно загруженным внутрисистемным связям обеспечиваются действием системы АРЧМ (автоматическое регулирование частоты и мощности), осуществляющей автоматическое распределение внеплановых изменений активных нагрузок воздействием на выделенные регулирующие электростанции. Распределение внеплановых мощностей между регулирующими электростанциями производится с приближенным учетом экономических факторов и технологических особенностей электростанций.
К регулированию внеплановых изменений активных нагрузок привлекаются электростанции с регулировочным диапазоном, равным 5-10% мощности соответствующего энергообъединения.
В национальных энергосистемах Западной Европы автоматическое регулирование перетоков мощности по межгосударственным связям осуществляется (сальдо обменной мощности) со статизмом по частоте. Такое регулирование является необходимым условием надежной параллельной работы национальных энергосистем, стабилизации частоты в энергообъединении и поддержание плановых (согласованных) значений обменной мощности.
В США практика управления нормальными режимами по частоте и активной мощности весьма разнообразна. Однако есть одно требование, предъявляемое ко всем энергокомпаниям, работающим на общую сеть, - все они обязаны обеспечить автоматическое регулирование перетоков мощности с соседними энергокомпаниями по сетевым характеристикам, т. е. участвовать в системах АРЧМ.
При вступлении энергокомпании в картельное соглашение (пул) основные функции по автоматизации управления частотой и перетоками активной мощности переходят обычно к пулу. При этом в большинстве случаев регулируются внешние перетоки объединения. Внутри же объединения, при достаточной пропускной способности внутренних электрических связей, работа ведется в режиме свободных перетоков. Обязательность требований об осуществлении автоматического регулирования перетоков стимулировала широкое развитие технических средств регулирования, структура которых развивалась в соответствии с указанными выше принципами. Все системы АРЧМ строились как централизованные.
Основные задачи АРЧМ состоят в измерении перетоков активной мощности по линиям связи и выявлении на основе этих измерений "регулирующего отклонения района", а также распределении требуемого изменения мощности наиболее экономичным образом между генерирующими источниками. Такое распределение производится с передачей управляющих команд либо непосредственно на агрегаты электростанций, либо по иерархической структуре через центры управления соответствующих энергокомпаний и энергообъединений.

Управление режимом по напряжению и реактивной мощности.

Основными требованиями к режиму электрической сети по напряжению и реактивной мощности являются        поддержание на приемниках электроэнергии уровней напряжения,
соответствующих нормативам на качество электроэнергии, и обеспечение наиболее экономичного режима сети при допустимых нагрузках ее элементов.
Показателями качества электроэнергии у приемников, получающих питание от электрических сетей трехфазного тока, кроме отклонения частоты и размаха ее колебаний, являются отклонения напряжения, размах изменений напряжения, коэффициент несинусоидальности формы кривой напряжения, коэффициент несимметрии напряжения.
Отечественным стандартом установлены следующие пределы допустимых отклонений напряжения на зажимах электроприемников (процентах от номинального):

  1.  для приборов рабочего освещения, установленных в производственных помещениях и общественных зданиях, где требуется значительное зрительное напряжение от плюс 5% до минус 2,5%;
  2. для электродвигателей и аппаратов для их пуска - от плюс 10% до минус 5%;
  3. для остальных приемников электроэнергии - от плюс 5% до минус 5%.

Задача оптимизации режима электрической сети является по существу частью более общей комплексной задачи экономического распределения активных и реактивных мощностей с учетом ограничений, налагаемых на параметры режима по условиям обеспечения качества электроэнергии и надежности. В обычной практике общая комплексная задача разделяется на две последовательно решаемые более простые задачи.
Первая задача заключается в оптимизации распределения активных мощностей (с учетом влияния потерь в сетях) при поддержании номинальной частоты и удовлетворении требований по надежности, вторая - в оптимизации режима электрической сети по критерию минимума потерь в ней при соблюдении нормативных требований по качеству электроэнергии. При этом оптимизация режима электрической сети производится при заданном распределении активных мощностей (полученном решением первой из рассматриваемых задач). Возможность такого разделения основывается на том, что распределение активных мощностей существенно влияет на распределение реактивных мощностей, а обратное влияние незначительно.
Задача оптимизации режима электрической сети на временном уровне долгосрочного планирования решается в целях назначения типовых графиков напряжения характерных суток (рабочие, выходные дни) рассматриваемого длительного периода (квартал, месяц) и определения условий оптимального использования источников реактивной мощности и средств регулирования напряжения.
Основными регулируемыми параметрами при ведении оптимального режима электрической сети являются напряжения в контрольных точках (узлах) сети. Напряжения в этих точках регулируются оперативным персоналом в соответствии с заданием и (корректируемыми, при необходимости) суточными графиками напряжения.
В качестве контрольных точек выбираются пункты питания электрических сетей (шины генераторного напряжения электростанций, от которых питается местная нагрузка; шины вторичного напряжения подстанций основной сети), узлы примыкания сети потребителей к сетям энергосистемы, узловые пункты основной сети, регулированием напряжения в которых обеспечиваются экономичные режимы этой сети и требуемые режимы напряжения в распределительной сети. Оптимальное использование источников реактивной мощности обеспечивается регулированием напряжения в контрольных точках.
Следует отметить, что требования по качеству электроэнергии более жестко обусловливают режимы распределительных сетей, чем режимы основных питающих сетей; зона режимов питающих сетей, при которых эти требования могут быть удовлетворены, относительно велика, и управление режимами этих сетей в значительной мере подчинено требованиям экономичности.
Автоматическое управление режимами по напряжению и реактивной мощности обеспечивается широким применением децентрализованных устройств: автоматических регуляторов возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, устройств автоматического управления средствами регулирования напряжения под нагрузкой понижающих трансформаторов, автоматическое включение и отключение батарей статических компенсаторов и шунтирующих реакторов и т. д.
Функции регулирования напряжения распределены между оперативным персоналом в соответствии с установленной территориальной иерархией управления. Оперативный персонал низших ступеней управления использует источники реактивной мощности и средства управления для регулирования напряжения на шинах электростанций и в контрольных точках распределительной сети по заданным графикам. Персонал высших ступеней оперативного управления руководит регулированием напряжения в контрольных точках основной сети и координирует действия подчиненного персонала и, при необходимости, корректирует заданные графики напряжения.



 
« Энергетика и экология   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети