- •Выбор электрических аппаратов
- •Электродинамическое и термическое действие токов КЗ
- •Общие положения по выбору электрических аппаратов и параметров токоведущих устройств
- •Выбор электрических устройств по длительному режиму работы
- •Выбор электрических устройств по току КЗ
- •Выбор и проверка элементов системы электроснабжения выше 1кВ
- •Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
- •Общие положения
- •Выбор типа трансформаторов
- •Выбор числа трансформаторов
- •Выбор мощности силовых трансформаторов
- •Выбор номинальной мощности трансформатора с учётом перегрузочной способности
- •Определение мощности потерь и энергии в силовых трансформаторах
- •Общие выводы по выбору числа и мощности силовых трансформаторов для систем электроснабжения
- •Режимы работы электроэнергетических систем
- •Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС
- •Выбор сечений проводов и кабелей
- •Общие положения
- •Выбор стандартного сечения проводника
- •Выбор сечений жил проводников по нагреву расчётным током
- •Выбор сечения по нагреву током короткого замыкания
- •Выбор сечений проводников по потерям напряжения
- •Выбор проводников электрической сети по экономической целесообразности
- •Расчёт токов короткого замыкания
- •Общие сведения о коротких замыканиях
- •Определение расчётных параметров элементов сети
- •Система относительных единиц
- •Система именованных единиц
- •Расчётная схема и схема замещения
- •Определение трёхфазного тока КЗ в сетях выше 1кВ
- •Определение токов КЗ от электрических машин напряжением выше 1кВ
- •Расчёт токов КЗ в электрических сетях до 1кВ
- •Влияние асинхронных двигателей на подпитку места КЗ до 1кВ
- •Расчёт несимметричных видов коротких замыканий
- •Расчёт токов КЗ в сетях постоянного тока
- •Защита элементов системы электроснабжения
- •Выбор предохранителей
- •Выбор автоматических выключателей
- •Основы релейной защиты
- •Требования к релейной защите, основные понятия и определения
- •Классификация РЗ
- •По элементной базе
- •По принципу действия электромеханических реле
- •По физической величине
- •По реакции на изменение входных физических величин
- •По принципу воздействия исполнительного органа на управляемую цепь
- •По способу действия на управляющий объект
- •По времени действия
- •По способу включения чувствительного элемента
- •По роду оперативного тока
- •По назначению
- •По типу
- •По способу обеспечения селективности при внешних К.З.
- •По характеру выдержек времени
- •По виду защит
- •Максимальные токовые защиты
- •Расчёт параметров МТЗ
- •Схемы МТЗ
- •МТЗ с независимой характеристикой времени срабатывания
- •МТЗ с зависимой характеристикой времени срабатывания
- •МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению
- •Направленные МТЗ
- •Принцип работы реле направления мощности
- •Токовые отсечки
- •ТО мгновенного действия
- •Защита линий 6-35 кВ с помощью трёхступенчатой токовой защиты
- •Дифференциальные защиты
- •Продольная дифференциальная защита
- •Токовая погрешность ТА
- •Поперечная дифференциальная защита
- •Балансы мощности и электроэнергии
- •Баланс активной мощности
- •Баланс реактивной мощности
- •Баланс электроэнергии
- •Перенапряжения в системах электроснабжения
- •Общие положения
- •Защита от волн атмосферных перенапряжений
- •Защита от внутренних перенапряжений
- •Схемы защиты от перенапряжений
- •Молнезащита зданий и сооружений
- •Расчёт защиты зоны молнеотводов
- •Отклонения напряжения
- •Качество электрической энергии
- •Общие положения
- •Отклонения напряжения
- •Колебания напряжения
- •Размах изменения напряжения
- •Доза фликера
- •Несинусоидальность напряжения
- •Несимметрия напряжения
- •Длительность провала напряжения
- •Импульс напряжения
- •Коэффициент временного перенапряжения
- •Отклонение и размах колебаний частоты
- •Способы и средства улучшения качества электрической энергии
- •Компенсация реактивной мощности
- •Общие сведения
- •Способы снижения потребления реактивной мощности без компенсирующих устройств
- •Компенсирующие устройства
- •Расчёт потерь мощности и энергии в цеховых сетях
- •Скидки и надбавки к тарифу на электрическую энергию за компенсацию реактивной мощности
- •Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств
- •Определение места установки компенсирующих устройств в сетях до 1 кВ
- •Компенсация реактивной мощности в сети 6-10 кВ
- •Компенсация реактивной мощности в электрических сетях со специфическими нагрузками
- •В сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой
- •Компенсация реактивной мощности в сети с резкопеременными нагрузками
- •Компенсация реактивной мощности в электрической сети с несимметричными нагрузками
- •Продольная ёмкостная компенсация реактивной мощности
- •Назначение и область применения продольной компенсации
- •Повышение предела пропускной способности линий электропередачи по углу. Улучшение потока распределения в сетях
- •Снижение потери напряжения
- •Выбор числа и мощности конденсаторов при продольной компенсации
- •Ёмкость конденсаторной установки на фазу
- •Сравнение продольной и поперечной компенсации
- •Сравнение по повышению уровня напряжения
- •Сравнение по активным потерям энергии
- •Сравнение требуемой мощности конденсаторов при последовательном и параллельном их включении
- •Раздел №2. Электрические нагрузки
- •Графики электрических нагрузок промышленных предприятий
- •Классификация графиков электрических нагрузок
- •Основные определения и обозначения
- •Показатели графиков электрических нагрузок
- •Методика определения эффективного числа электроприёмников
- •1. Определение эффективного числа приёмников при трёхфазных нагрузках
- •2. Определение эффективного числа приёмников при однофазных нагрузках
- •Определение средних нагрузок
- •Определение среднеквадратичных нагрузок
- •Определение расхода электроэнергии
- •Определение расчётных и пиковых нагрузок
- •Общие положения
- •Определение расчётной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса
- •Определение расчётной нагрузки по удельной нагрузке на единицу производственной площади
- •Определение расчётной нагрузки по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции
- •Определение расчётной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы
- •Определение расчётной нагрузки по статистическому методу
- •Определение расчётной нагрузки согласно «Временным руководящим указаниям по определению электрических нагрузок промышленных предприятий»
- •Общие рекомендации по выбору метода определения расчётных нагрузок
- •Определение пиковых нагрузок
- •Учёт роста нагрузок
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС
Планирование энергетических режимов включает в себя также определение резервов мощности, поскольку для существования режима необходим баланс мощностей в любой момент времени (тем более что при параллельной работе ЭЭС различных государств нарушение баланса в одной из них приводит к отклонениям от плана обменных мощностей и отклонению частоты, которая является общим параметром) и на этот баланс влияют различные случайные факторы: погрешности прогноза потребления, аварийные и (или) вынужденные отключения энергоблоков (с учётом продолжительности этих отключений).
Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, а также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования (первичный резерв), резерв вторичного регулирования (вторичный резерв) и третичный резерв.
Первичное регулирование (ПР) состоит в том, что при отклонении частоты, вызванном случайным нарушением баланса активных мощностей, участвующие в ПР энергоблоки меняют свою генерацию под действием первичных регуляторов, обеспечивая быстрое восстановление баланса и соответственно частоты. ПР, будучи по своему характеру пропорциональным, регулирует частоту со статизмом, причём участие каждого энергоблока определяется его
резервом и его настраиваемым статизмом sб ( f f ном )( Pб P ном.б ) , где f ном, f , Pном.б , Pб –
соответственно номинальная частота и её отклонение, номинальная мощность блока и её отклонение под действием ПР. Первичный резерв энергоблока – это часть диапазона регулирования от текущей до максимальной мощности (учитывая ограничитель). Различают также резерв на снижение мощности – от текущей до минимальной мощности блока.
Суммарный первичный резерв энергообъединения согласовывается и распределяется между партнерами пропорционально суммарной мощности вращающихся генераторов и соответствует такому небалансу активной мощности (в частности, максимальному нормативному), при котором отклонение частоты в квазиустановившемся послеаварийном режиме не превышает заданного согласованного значения. При этом нормируется также время ввода первичного резерва при максимальном небалансе мощности (десятки секунд). Указанное равносильно требованию иметь кажущийся (обобщенный) статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объединения, исходя из предположения её изолированной работы, не менее
заданного sЭЭС ( f |
f ) ( PЭЭС P ЭЭС) , где |
f , f , PЭЭС, PЭЭС – частота ЭЭС перед |
возмущением, квазистационарное отклонение частоты, аварийный небаланс мощности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед возмущением. Кажущийся статизм ЭЭС определяется также регулирующим эффектом нагрузки по частоте.
Вторичное регулирование (ВР) частоты и мощности или регулирование сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте воздействует на изменение генерации аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтобы её системный параметр регулирования вернулся к нулю, т.е.
OP P |
K |
f 0 |
, |
где P |
– отклонение сальдо мощности ЭЭС от планового в |
|
ЭЭС |
|
ЭЭС |
|
ЭЭС |
|
|
результате |
возмущения; |
K ЭЭС PЭЭС |
f – коэффициент частотной статической |
характеристики ЭЭС; f – отклонение частоты в объединении. ВР осуществляется
пропорционально-интегральным центральным регулятором ЭЭС, но может выполняться и
вручную, для чего достаточно обеспечить вычисление в темпе процесса отклонения регулирования. Из выражения для отклонения регулирования видно, что в случае изолированно работающей ЭЭС ВР сводится к астатическому регулированию частоты. Подчеркивается, что
при правильном определении K ЭЭС в неаварийных ЭЭС значение отклонения регулирования
останется равным нулю, так как мощность первичного регулирования (первый член) равна по величине частотной коррекции (второй член) и противоположно по знаку.
Резерв вторичного регулирования необходим для компенсации потери самого крупного энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений нагрузки, поэтому на крутых участках графика потребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд рекомендаций по определению вторичного резерва. В ЕЭС России в настоящее время он не нормирован.
6
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вторичный резерв должен вводиться в течение 5–15 мин, поэтому он может быть расположен на вращающихся агрегатах, на готовых к пуску или переводу в активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также может быть куплен (продан) у соседних ЭЭС. Для случаев возможных аварийных избытков мощности необходимо предусмотреть вторичный резерв на снижение, что может представлять трудности в часы провала суточного графика нагрузки.
Третичное регулирование мощности – это распределение мощности между энергоблоками и (или) электростанциями, участвующими во вторичном регулировании, с целью обеспечения своевременного и достаточного объёма вторичного резерва и оптимального его размещения.
Третичный резерв необходим для восстановления вторичного резерва, и он должен вводиться по мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин. Однако третичное регулирование может продолжаться после этого с целью оптимизации размещения вторичного резерва. Третичный резерв, как и вторичный, может покупаться и продаваться, часть резерва может быть организована несколькими соседними ЭЭС для последующего совместного использования. Так как вероятность одновременных аварий невелика, часть его может быть организована путём заключения соответствующего контракта со специфическими потребителями, часть нагрузки которых может быть отключена на несколько дней взамен на снижение тарифа в течение года.
Существенной особенностью ВР в ЕЭС России, представляющей собой протяженную структуру с относительно слабыми связями между регионами, является функция ограничения перетоков мощности в контролируемых сечениях в составе ЦКС АРЧМ (центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности), расположенной в ЦДУ ЕЭС России.
Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС как целого осуществляется также с учётом ограничения пропускной способности сетей. Эти ограничения вынуждают иметь вторичный резерв в каждой ОЭС.
7