Основы электроэнергетики. Доп. материалы для подготовки к тесту

Основы электроэнергетики. Доп. материалы для подготовки к тесту К.т.н. Бовтрикова Е.В.

«Энергетическая стратегия России на период до 2030 года». Основные тенденции и прогнозные оценки. «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (утверждена распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. № 1234-р. (ЭС-2020) - первый официальный стратегический документ национального масштаба в новом столетии. Но в несколько последующих лет стало очевидным, что в Основные положения ЭС-2020 необходимо скорректировать: уточнить перспективу потребности в ЭЭ, ТЭ, уточнить структуру производства ЭЭ и топливный баланс страны (ТЭБ), динамику цен на топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) и др. НО: цели и приоритеты ЭС-2020 остались неизменными. Отменена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. №1715-р. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» утвержден проект стратегии. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. №1715-р. (ЭС-2030). Основные тенденции и прогнозные оценки социально-экономического развития России на период до 2030 года (базовый инновационный сценарий). Развитие и реализация сравнительных преимуществ российской экономики в энергетике, науке и образовании, высоких технологиях и других сферах; Развитие институтов, определяющих предпринимательскую и инвестиционную активность и конкурентоспособность компаний; Интенсивное инновационное обновление обрабатывающих производств, повышение производительности труда;

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры; Интенсивное повышение качества человеческого капитала и формирование среднего класса; Интеграция евроазиатского экономического пространства. За период реализации ЭС-2030 будет снижена зависимость российской экономики от энергетического сектора за счет опережающего развития инновационных малоэнергоемких секторов экономики и реализации технологического потенциала энергосбережения. Планируется сокращение к 2030 г. (по сравнению с уровнем 2005 г.): доли ТЭК в ВВП и доли ТЭР в экспорте - не менее чем в 1,7 раза; доли экспорта ТЭР в ВВП - более чем в 3 раза; доли капиталовложений в ТЭК в процентах к ВВП - не менее чем в 1,4 раза; их доли в общем объеме капиталовложений - более чем в 2 раза; удельной энергоемкости ВВП - более чем в 2 раза; удельной электроемкости ВВП - не менее чем в 1,6 раза. Положения ЭС-2030 используются при разработке и корректировке программ социально-экономического развития, а также энергетических стратегий и программ субъектов РФ, комплексных программ по энергетическому освоению регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, Северо-западного региона России, п-ова Ямал и др., континентального шельфа, а также при разработке и корректировке Генеральных схем развития отдельных отраслей ТЭК России, Программы геологического изучения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) при подготовке и корректировке параметров инвестиционных программ и крупных проектов компаний энергетического сектора.

Единицы измерения в энергетике Ампер – единица тока (А), 1 кА=1000 А, Вольт – единица напряжения (В), 1 кВ=1000 В, Ватт - единица мощности в системе СИ (1 Вт = 1 Дж/с) , Киловатт - (1 КВт = 1000 Вт Вт) Калория — единица измерения тепловой энергии (1 кал = 4,19 Дж) Киловатт-час - единица электрической энергии (1 кВт·ч = 860 ккал) Килокалория – (1 Ккал = 1000 кал), Паскаль — единица давления в системе СИ (1 Па = 10-5 ат – 10 в минус пятой степени атмосфер).

Графические обозначения элементов в электрических схемах См. электронный учебник стр. 106, Приложение 1:

Категории электроприемников по надежности электроснабжения По надежности электроснабжения электроприемники (ЭП) разделяются на следующие три категории. ЭП I КАТЕГОРИИ – ЭП, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Такие потребители должны обеспечиваться ЭЭ от двух независимых источников питания, иметь 100 %-ный резерв по питающим линиям электропередачи. Перерыв в электроснабжении таких потребителей допускается лишь на время автоматического ввода резервного питания (АВР), допустимого по условию самозапуска электродвигателей. ЭП II КАТЕГОРИИ - ЭП, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Для таких потребителей допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. Питание таких потребителей допускается осуществлять через один силовой трансформатор (при наличии передвижного резерва) по одной линии электропередачи. ЭП III КАТЕГОРИИ - все остальные ЭП, не подходящие под определения I и II категорий (например, электроприемники цехов несерийного производства, вспомогательных цехов, небольших поселков и т.п.). Для таких потребителей допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток.

СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИЙ 1. СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ. Если мощность местной нагрузки Р относительно велика и составляет не менее 30-50 % суммарной мощности установленных генераторов, то целесообразно сооружение РУ генераторного напряжения (ГРУ). Если мощность местной нагрузки относительно невелика и составляет менее 30 % суммарной мощности установленных генераторов, то структурную схему ТЭЦ можно строить по блочному принципу. См. электронный учебник стр. 438 структурная схема ТЭЦ смешанного типа. 2. ДЛЯ КЭС, АЭС И ГЭС нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, поэтому в основу построения их электрической схемы положен блочный принцип, а именно: единичный блок генератор –трансформатор (с генераторным выключателем или без него, объединенный или укрупненный блоки, когда два, три генератора подключаются к одному трансформатору). См. электронный учебник стр. 439 рис.7.13 (блок генератор-трансформатор с генераторным выключателем). 3. СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ. По своему назначению ПС делятся на: системные (осуществляют связь между отдельными районами ЭЭС или между различными ЭЭС на напряжении 220-750 кВ); и потребительские (для распределения ЭЭ и энергоснабжения потребителей). По способу присоединения к электрической сети ПС разделяются на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. См. электронный учебник стр. 441 рис. 7.15 (а - ПС с 1 РУ повышенного напряжения; б – ПС с 2-мя РУ повышенного напряжения).

РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ (ЭЭС) ЭЭС состоит из 3-х групп элементов: ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ - генерирующие агрегаты электростанций, преобразующие энергию воды или пара в ЭЭ; трансформаторы, автотрансформаторы, выпрямительные установки, преобразующие значения и вид тока и напряжения; линии электропередач (ЛЭП), передающие электроэнергию на расстояние; коммутирующая аппаратура (выключатели, разъединители), предназначенные для изменения схемы ЭЭС и отключения поврежденных элементов; ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ - трансформаторы тока (ТА) и напряжения (ТV), предназначенные для подключения измерительных приборов, средств управления и регулирования; СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ - релейная защита, регуляторы, автоматика, телемеханика, связь, обеспечивающие оперативное и автоматическое управление схемой и работой ЭЭС. РЕЖИМ ЭЭС – это состояние ЭЭС на заданный момент или отрезок времени. Режим определяется составом включенных основных элементов ЭЭС и их загрузкой. ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА - значения напряжений, мощностей и токов элементов и частоты, определяющие процесс производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ. Если параметры режима неизменны во времени, то режим ЭЭС называется УСТАНОВИВШИМСЯ, если изменяются - то ПЕРЕХОДНЫМ.

РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ (ЭЭС) (2) Основной режим ЭЭС - НОРМАЛЬНЫЙ УСТАНОВИВШИЙСЯ, в таком режиме ЭЭС работает большую часть времени. По тем или иным причинам допускается работа ЭЭС в УТЯЖЕЛЕННЫХ УСТАНОВИВШИХСЯ (ВЫНУЖДЕННЫХ) режимах, которые характеризуются меньшей надежностью, некоторой перегрузкой отдельных элементов и, возможно, ухудшением качества ЭЭ. Длительное существование УТЯЖЕЛЕННОГО РЕЖИМА нежелательно, так как при этом существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации. Наиболее опасными для ЭЭС являются АВАРИЙНЫЕ режимы, вызванные КЗ и разрывами цепи передачи ЭЭ, в частности, из-за ложных срабатываний защит и автоматики либо ошибок эксплуатационного персонала. Длительное существование АВАРИЙНОГО РЕЖИМА недопустимо, так как при этом не обеспечивается нормальное электроснабжение потребителей и существует опасность дальнейшего развития аварии и распространения ее на соседние районы. После ликвидации аварии ЭЭС переходит в ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ УСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ, который не экономичен и не полностью надежен, не соответствует требованиям к качеству ЭЭ, допускается только как кратковременный для последующего перехода к нормальному режиму. Существуют также еще НОРМАЛЬНЫЕ ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС, вызванные значительными изменениями нагрузки и выводом оборудования в ремонт.

ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМОВ Всеми перечисленными режимами ЭЭС необходимо управлять, причем для разных режимов задачи управления различаются: для НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ - это обеспечение экономичного и надежного электроснабжения; для УТЯЖЕЛЕННЫХ РЕЖИМОВ - это обеспечение надежного электроснабжения при длительно допустимых перегрузках основных элементов ЭЭС; для АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ - это максимальная локализация аварии и быстрая ликвидация ее последствий; для ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ - быстрый и надежный переход к нормальному установившемуся режиму; для НОРМАЛЬНЫХ ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ — быстрое затухание колебаний.

ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ И ПРОЦЕССЫ Переходные режимы делятся на две большие группы по величине возмущающих воздействий (возмущений): 1. ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ ПРИ МАЛЫХ ВОЗМУЩЕНИЯХ, т.е. установившиеся режимы. ЭЭС должна работать устойчиво при малых возмущениях, т.е. должна обладать СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТЬЮ. СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ - это способность ЭЭС восстанавливать исходный режим после малого его возмущения. 2. ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ, возникающих как в нормальных, так и в аварийных условиях работы ЭЭС. По отношению к большим возмущениям вводится понятие ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЭС. ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ - это способность ЭЭС восстанавливать после большого возмущения исходное состояние или состояние, практически близкое к исходному и допустимое по условиям эксплуатации ЭЭС. Если после большого возмущения синхронная работа ЭЭС сначала нарушается, а затем после некоторого, допустимого по условиям эксплуатации, асинхронного хода восстанавливается, то считается, что система обладает результирующей устойчивостью.

ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ И ПРОЦЕССЫ Переходный режим ЭЭС представляет собой целую гамму переходных процессов: волновые переходные процессы (1—100 мкс); электромагнитные переходные процессы (10—500 мс); электромеханические переходные процессы (0,1—10 с); длительные электромеханические переходные процессы, возникающие, например, при каскадном развитии аварий (от нескольких минут до десятков минут). Задачи управления разными переходными процессами: волновые процессы - облегчение изоляции ЛЭП и других основных элементов ЭЭС за счет снижения атмосферных, коммутационных и рабочих перенапряжений с помощью разрядников и реакторов; электромагнитные процессы - отыскание эффективных способов ограничения токов КЗ и согласование их значений с параметрами оборудования электрических сетей различных напряжений (использование токоограничивающих устройств: реакторов, трансформаторов с расщепленными обмотками, резонансных устройств и др.); электромеханические процессы — обеспечение устойчивости ЭЭС.

НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ УСТОЙЧИВОСТИ И ИХ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭЭС должна работать так, чтобы некоторые ухудшения режима не приводили к нарушению устойчивости ее работы. СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ. ЗАПАС СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПО НАПРЯЖЕНИЮ ЭЭС в целом в нормальном режиме должен быть не менее 10 %. Запас по напряжению определяется для каждой из основных узловых точек ЭЭС по формуле, %: KU = (Uн – Uкр)*100 / Uн , где Uн — длительно поддерживаемое напряжение в рассматриваемой узловой точке ЭЭС; Uкр — критическое напряжение в этой же точке, при котором нарушается статическая устойчивость работы ЭЭС. Запас статической устойчивости ЭЭС в целом оценивается по наименьшему запасу, полученному для основных узловых точек (по наихудшей точке), если наихудшая точка известна заранее, то достаточно рассчитать запас для этой точки. Запас статической устойчивости электропередачи, связывающей электростанцию (или группу электростанций) с энергосистемой, должен быть не менее 20 % в нормальном режиме и 8 % в кратковременном послеаварийном режиме (до вмешательства персонала в регулирование режима). Запас статической устойчивости по мощности определяется по формуле, %: KU = (Рпр – Р)*100 / Р , где Рпр - предельная передаваемая мощность, определенная из условий устойчивости режима с учетом действия автоматических устройств, Р - передаваемая мощность.

НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ УСТОЙЧИВОСТИ И ИХ ОБЕСПЕЧЕНИЕ (2) Статическая устойчивость работы ЭЭС в послеаварийных режимах обычно обеспечивается, мероприятиями без капвложений: кратковременного повышения напряжения на зажимах генераторов быстрого снижения нагрузки электропередачи путем отключения части генераторов на электростанциях и т. п. Кроме того применяются мероприятия для повышения статической устойчивости, требующие капитальных вложений: применение быстродействующей системы возбуждения генераторов; использование синхронных компенсаторов на промежуточных подстанциях; использование статических тиристорных компенсаторов; продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления электропередачи с помощью статических конденсаторов и т. п. Данные мероприятия позволяют повысить также и динамическую устойчивость ЭЭС.