3.2 Электроэнергетическая система и её значение в электроснабжении потребителей

На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдельных электростанций, каждая из которых через собственную сеть передавала электроэнергию к потребителям, не связанным между собой. В процессе освоения человечеством электрической энергии как нового и удобного вида энергии всё более зримо выявлялись достоинства объединения электростанций в электроэнергетические системы. В дальнейшем стали создаваться энергетические системы, в которых электрические станции соединялись электрическими сетями и включались на параллельную работу. Специалисты видели преимущества совместной работы многих источников электроэнергии, увеличения числа путей доставки электроэнергии и количества потребителей. В ходе естественного укрупнения более оптимально можно использовать установленную мощность за счёт учёта экономичности выработки электроэнергии на той или иной электрической станции с одновременной оценкой возможных последствий от недоотпуска электроэнергии потребителям. При большем разнообразии нагрузки суммарный максимум снижается, облегчается работа ОЭЭС при ремонтах и авариях электротехнического оборудования.

Отдельные энергетические системы в свою очередь также объединялись, образуя более крупные энергетические системы. Тенденция к образованию по возможности наиболее крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах. В России действует самая крупная в мире единая энергетическая система.

В состав электроэнергетических систем (ЭЭС) входят: электростанции (ЭС); районные и распределительные подстанции (п/ст); линии электропередач (ЛЭП и КЛ ).

На рис. 3.5 изображена электрическая схема энергосистемы с четырьмя генерирующими источниками: двумя ТЭЦ (ТЭЦ1 и ТЭЦ2), ГЭС и ГРЭС, двумя районными (системными) подстанциями (п/с) и , и несколькими потребительскими подстанциями, объединенными на параллельную работу линиями , , . Межсистемные связи с соседними электроэнергетическими системами осуществляются двуцепной линией на напряжении . Местные распределительные сети выполнены на напряжении . Подстанция с двумя синхронными компенсаторами является узловой подстанцией системы. Подстанция с двумя автотрансформаторами и линиями является системной подстанцией. Подстанция  – проходная, через шины осуществляется транзит мощности и связь с . Подстанция присоединена отпайками к транзитной линии . Однотрансформаторная п/с включена в кольцо линий . Подстанция предназначена для питания местной контактной сети (электрифицированный железнодорожный транспорт).

Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преимуществами крупных систем по сравнению с отдельными станциями.

Рис. 3.5. Схема электроэнергетической системы

Создание энергосистем имеет большое значение и дает ряд технических и экономических преимуществ:

• позволяет увеличивать темпы развития энергетики и осуществлять это развитие наиболее экономично для современных условий, т. е. за счет преобладающего ввода крупных ТЭС и АЭС с блочными агрегатами большой мощности;

• повышает надежность электроснабжения потребителей;

• обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистеме за счет наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями при наилучшем использовании энергоресурсов (топлива, водной энергии и т.д.);

• улучшает качество электроэнергии, т. е. обеспечивает поддержание напряжения и частоты в пределах, нормированных ГОСТ, так как колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов;

• позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, который должен составлять общей мощности агрегатов энергосистемы.

Создание объединенных энергетических систем позволяет решить множество проблем.

1. Уменьшить суммарную установленную мощность электростанций. Большая совокупность потребителей электрической энергии характеризуется более стабильным графиком нагрузки (рис. 3.6). Максимум суммарной нагрузки энергосистемы всегда меньше, чем сумма максимумов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется несовпадением отдельных максимумов из-за различных условий работы потребителей. В энергетических системах, охватывающих обширные географические районы, несовпадение максимумов вызвано расположением нагрузок в различных часовых поясах.

Рис. 3.6. Примерный вид суточного графика нагрузки потребителя электроэнергии в ЭЭС

2. Более полно использовать гидроэнергетические ресурсы. Расход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электроэнергией потребителей мощность ГЭС (при изолированной ее работе) выбирают исходя из обеспеченного расхода воды, который приходится принимать достаточно малым. При этом в случае больших расходов (например, во время паводков) часть воды приходится сбрасывать, не направляя в турбины.

При объединении на параллельную работу АЭС ,ТЭС и ГЭС можно, вырабатывая на АЭС электроэнергию в базовом режиме, на ТЭС в режиме быстрого манёвра, обеспечить пиковый спрос потребителей электроэнергией полностью за счёт мощности ГЭС (рис.3.7,а). Но в этом случае значительные генерирующие мощности на ГЭС будут простаивать, существует вероятность подтопления расположенных ниже по течению населённых пунктов при резком сбросе воды, необходим значительный запас воды в водохранилище. Быстрое маневрирование генерацией ТЭС зачастую приводит к частым пускам и остановам теплотехнического оборудования, чем повышается риск аварийной потери экономически более выгодных мощностей. В работу включаются и/или загружаются менее экономичные блоки, ухудшается режим электрической сети, что влечёт появление дополнительных потерь активной мощности, и в конечном итоге снижает экономические показатели всей ОЭЭС.

Более оптимальным является использования ГАЭС (рис. 3.7,б). В этом случае в базовый режим переводятся не только АЭС, но и ТЭС. Уровень их совместной выработки выбирается таким, чтобы при потреблении ГАЭС электроэнергии в режиме аккумулирования ГАЭС(А) запасалось такое количество воды, которого будет достаточно для покрытия пика нагрузки ГАЭС(Г). При превышении суммарной генерации активной мощности станциями типа АЭС и ТЭС, станции ГАЭС работают в режиме аккумулирования (перекачивают воду в верхнее водохранилище). При увеличивающейся нагрузке ГАЭС переходят генераторный режим.

а)

б)

Рис. 3.7. Области целесообразных режимов совместной работы АЭС, ТЭС, ГЭС и ГАЭС

3. Повысить экономичность выработки электроэнергии. Вследствие неравномерности графиков нагрузок изолированные станции должны работать в течение некоторого времени с недогрузкой, т. е. в неэкономичном режиме.

В энергосистемах при провалах нагрузки часть станций можно отключить, а для оставшихся – обеспечить наиболее экономичные режимы работы. Кроме того, различные станции имеют неодинаковые экономические показатели выработки электроэнергии. Поэтому с возрастанием нагрузки в системе стремятся в первую очередь увеличить выработку электроэнергии на станциях с лучшими экономическими показателями.

4. Увеличить единичные мощности агрегатов. Более мощные блоки имеют лучшие экономические показатели при выработке электроэнергии. Но любой тип блоков на электростанциях различного вида имеет область технологического минимума, меньше которого работа блока становится неустойчивой. Имеется диапазон загрузки, при которой блок имеет наилучшие экономические показатели. В малой ЭЭС применение мощных блоков не позволят использовать их экономические преимущества вследствие неравномерности графиков нагрузок (значительную часть времени оборудование будет работать с недогрузкой, т. е. в неэкономичном режиме). Укрупнение ЭЭС и их объединение в ОЭЭС позволяют применять блоки большой мощности при их эффективной эксплуатации в экономически выгодных режимах работы, чем в целом снижается удельная стоимость выработки электроэнергии в ОЭЭС.

5. Повысить надежность электроснабжения потребителей. Отдельные элементы энергетической системы (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и т. д.) в результате аварий могут выходить из строя. В этих случаях часть потребителей теряет питание.

На рис. 3.8 схематически показана типовая структура релейной защиты, в которую входит: измерительный трансформатор тока ; измерительный трансформатор напряжения (включается на шины станции или подстанции); аппаратура реализации того или иного принципа релейной защиты , которая выдаёт (в случае необходимости) сигнал на включение или отключение высоковольтного выключателя .

При возникновении трехфазного короткого замыкания на ЛЭП отрабатывает релейная защита на основе информации о токе в линии (от ) и информации о величине напряжения (от ). На п/ст А действием отключается линия выключателем . Полностью прекращается подача электроэнергии потребителям .

Рис. 3.8. Схема прекращения подачи электроэнергии потребителям при трехфазном коротком замыкании

При наличии линии питания от другого источника возможно отключение повреждённой ЛЭП без прекращения питания электроэнергией потребителей данной подстанции.

6. Повысить качество электроэнергии. Качество электроэнергии определяется величиной напряжения, формой кривой напряжения и тока, симметрией векторов напряжений трехфазной системы и частотой.

Рис. 3.9. Схема, поясняющая понижение напряжения у потребителей из-за потерь в линии

Напряжение вдоль нагруженной ЛЭП меняется из-за потерь в сопротивлениях. В простейшем случае напряжение в конце ЛЭП постоянного тока (рис. 3.9) связано с напряжением в начале зависимостью

,

(3.3)

где , – напряжения в начале и конце линии; – ток, протекающий по линии; – сопротивление линии.

Напряжение возможно регулировать непосредственно у потребителей, изменяя (при изменении нагрузки) коэффициент трансформации трансформаторов.

Работа ЭЭС неразрывно связанна с их развитием, так как постоянное повышение спроса на электроэнергию в результате развития инфраструктуры потребления заставляет развивать мощности ЭЭС. Развитие центров потребления зачастую не совпадают по географии с центрами производства электроэнергии. В результате ЭЭС вынуждены развивать своё сетевое хозяйство для передачи электроэнергии на многие километры, что вызывает рост уровня напряжений передающих ЛЭП. Рост уровня напряжения на выводах генераторов ограничен очень многими техническими и технологическими факторами и в основном зависит от единичной мощности генератора. Таким образом, с ростом среднего уровня напряжения в ЭЭС увеличивается разрыв между суммарной генерирующей и трансформаторной мощностью, так как возрастает число ступеней трансформации напряжения (и сопутствующие этому потери) при доставке электроэнергии от производителя потребителю. В этих условиях значительно возрастает роль планирования развития ЭЭС. Интегрированное планирование развития ЭЭС решает следующие задачи:

– повышение надёжности электроснабжения за счёт разнообразия использования первичных источников получения электроэнергии (ТЭС, ТЭЦ, ГТУ, АЭС, ПГУ, ГЭС, ГАЭС и нетрадиционных источников);

– обоснование уровня резерва генерирующих мощностей в ЭЭС (аварийный, ремонтный, эксплуатационный и нагрузочный) с учётом перспектив ЭЭС;

– снижение экологической нагрузки на окружающую среду со стороны электроэнергетики за счёт внедрения передовых технологий с повышенным КПД;

– прогнозирование уровня и центров потребления электроэнергии с учётом старения (морального и физического) действующего оборудования для планирования строительства, расширения и модернизации имеющихся в ЭЭС мощностей;

– анализ мировых тенденций развития технологий производства, потребления, учёта политических задач развития государства в целом с выходом (в конечном итоге) на законодательные инициативы;

– стимулирование энергосбережения экономическими и техническими решениями;

– компьютеризацию всего процесса производства, распределения и потребления электроэнергии.

Для решения задач централизованного оперативно-диспетчерского управлении в ЭЭС, ОЭЭС и ЕЭЭС существуют диспетчерские службы, которые призваны обеспечивать согласованную работу предприятий, генерирующих электрическую энергию, передающих и распределяющих предприятий с предприятиями, потребляющими электроэнергию.

Следует особо оговориться о различии ЭЭС и ОЭЭС. Несмотря на то, что ОЭЭС как и ЭЭС необходимо рассматривать как единый технологический механизм, наличие “слабых” связей позволяет отличить ЭЭС и ОЭЭС по следующим признакам:

– резкие изменения нагрузки (или даже аварии) в одной ЭЭС редко отражаются на соседних ЭЭС, поскольку мощность единичных связей (как правило) невелика по сравнению с мощностью самих ЭЭС;

– при резких изменениях режима “слабая” связь нарушается, и ЭЭС переходят в режим раздельной работы;

– в силу скоротечности процессов между ЭЭС все связи оборудуются автоматическими устройствами ограничения перетока мощности;

– автоматическое регулирование частоты требует обязательного наличия автоматического регулирования обменной мощностью между ЭЭС.

Вопросы для самоконтроля:

1. Состав и назначение электроэнергетической системы. Классификация сетей и подстанций в ЭЭС.

2. Технические и экономические преимущества создание ЭЭС. Задачи, решаемые объединением ЭЭС в ОЭЭС.

3. Повышение экономических показателей ЭЭС при совместной работе станций различного типа.

4. Роль ГАЭС и достоинства её применения при покрытии максимума нагрузки.

5. Роль интегрированного планирование в развития ЭЭС и решаемые задачи.

6. Отличительные признаки ЭЭС и ОЭЭС.