Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Обеспечение надежности и противоаварийное управление - Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Оглавление
Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России
Выполнение требований по регулированию частоты
Первичное и вторичное регулирование
Экономические факторы для компенсации затрат
Синхронное объединение ЕЭС России с европейскими энергосистемами
Синхронное объединение - выполненные работы и основные результаты
Синхронное объединение - исследования и организационные мероприятия в России
Регулирование частоты и мощности
Достигнутые характеристики регулирования в TESIS и ЕЭС России
Обеспечение надежности и противоаварийное управление
Синхронное объединение - выводы и предложения по обеспечению надежности
К определению научно-технических проблем и программных задач
Тепловые электростанции
Атомные электростанции
Первичное регулирование
Вторичное регулирование
Качество мощности и энергии, поставляемой энергоустановкой
Совершенствование нормативных и методических материалов
Разработка новых методических материалов
Оценка погрешности формирования ошибки регулирования по критерию сетевых характеристик
Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях
Основные принципы первичного регулирования в энергосистемах России
Вторичное регулирование режима в энергосистемах России
Протокол совместного заседания
Решение по протоколу
Организация регулирования частоты, технические требования
Предложения ВНИИЭ по техническим требованиям к характеристикам электростанций
Заключение экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС
Анализ параллельной работы по условиям статической устойчивости

Технические нормы TESIS и ЕЭС России.

Основным структурным требованием по надежности в международной практике является критерий (n-1), выполнение которого означает отсутствие нарушения нормальной работы сети, энергосистемы или энергообъединения в целом при аварийном отключении одного любого элемента (генератора, линии, трансформатора, фидера нагрузки). Это требование предъявляется и при выборе структуры сети на стадии проектирования и при выборе текущих схемно-режимных условий при эксплуатации. Правила UCTE в отношении сети и энергосистемы в целом требуют выполнения критерия (n-1).
В ЕЭС России требование (/г-1) не полностью отнесено к структуре, в некоторых случаях разрешено предотвращать нарушение, используя противоаварийную автоматику (ПА), аварийно изменяющую режим с воздействием на разгрузку электростанций и отключение потребителей [15]. Это объективно связано с пониженной резервированностью сети из-за ее значительной протяженности и дает возможность обеспечить высокий уровень надежности в этих условиях.
Требования к защитам и принципам их выполнения в ЕЭС России и UCTE примерно одинаковы и обеспечивают близкий и достаточно высокий уровень надежности отключения поврежденного элемента при коротких замыканиях. Можно отметить повышенное резервирование защиты в основной сети ЕЭС, где применяются два независимых комплекта основной защиты плюс резервная защита. Требование применять АПВ в UCTE относится не ко всем линиям, как в ЕЭС, а только к “важным ”.
В отличие от ЕЭС, где в связи с указанными особенностями ПА широко применяется для обеспечения надежности [16], в европейской практике ПА решает более ограниченные задачи, хотя постепенно ее функции расширяются и усложняются [18].
Применение автоматики по правилам UCTE регламентируется в основном для межсистемных связей и пограничных элементов в интересах энергообъединения. В UCTE в отличие от ЕЭС противоаварийная автоматика не решает задачи предотвращения нарушения устойчивости и ограничения повышения частоты (из- за практического их отсутствия), но решает задачу предотвращения каскадного распространения токовой перегрузки при автоматическом отключении перегруженного элемента - путем выделения соответствующего района (в ЕЭС защита от перегрузки путем автоматического отключения перегруженной линии запрещается). В последнее время после крупных аварий начала использоваться автоматика, предотвращающая развитие лавины напряжения в энергосистемах UCTE путем блокировки повсеместно применяемого автоматического регулирования напряжения изменением отпаек трансформаторов (в ЕЭС это регулирование практически не применяется).
Другие основные функции ПА (ликвидация асинхронных режимов, ограничение снижения частоты) и принципы их реализации в ЕЭС и UCTE достаточно близки. Имеющиеся различия в построении автоматики ограничения снижения частоты связаны с несколько разными требованиями по большим отклонениям частоты, в основном определяемым турбинным оборудованием ТЭС и АЭС.
Развитое противоаварийное управление Восточного энергообъединения предоставляет более мощные средства ограничения переноса возмущения в чужую зону, что при необходимости может быть использовано.

Достигнутые характеристики обеспечения надежности в TESIS и ЕЭС России.

ЦДУ ЕЭС России фиксирует за год не более 30-40 случаев аварийных отключений с небалансом мощности более 500 МВт. В основном отключаемая мощность не превосходит 1000 МВт, за последние 5 лет было 5 случаев отключения мощности в диапазоне 1100 - 1500 МВт и 2 случая (отделение Тюменского района) - 1800 - 900 МВт. Все эти возмущения, кроме самых крупных, не приводили к заметному нарушению режима ЕЭС.
По статистике UCTE последние годы происходило в среднем около 90 отключений единичных блоков мощностью 600 - 1400 МВт в год, при этом за последние 5 лет произошло 12 отключений с потерей мощности в диапазоне 1400 - 2000 МВт. Таким образом, можно считать, что характеристики энергообъединений по отказам с крупным небалансом мощности примерно соответствуют их суммарным мощностям (или, что близко, числу крупных агрегатов).
Технологических нарушений в работе энергосистем, сопровождающихся нарушением устойчивости, разделением энергосистемы, работой АЧР и/или значительным недоотпуском электроэнергии в ЕЭС, происходит в среднем 15-20 за год, однако эти нарушения не создают сколько-нибудь значительного возмущения для ОЭС, тем более для ЕЭС; аварийный небаланс мощности обычно находится в пределах 100-400 МВт. Подавляющая часть этих нарушений приходится на долю периферийных или изолированно работающих энергосистем с плохо резервированной внутренней или внешней питающей сетью. Нарушения подобного рода в концентрированной части ОЭС Центра, Средней Волги практически не наблюдаются.
Для Западной Европы развитие возмущения в нарушение режима работы района менее характерно из- за значительно более концентрированной основной сети с высоким уровнем резервирования. В этих условиях возникающие нарушения связаны в основном с локальной термической перегрузкой линий, а не с нарушением устойчивости и разделением энергосистемы, как в ЕЭС.
В то же время за последние, примерно, 20 лет в Западной Европе произошли три крупные аварии с погашением значительных районов; в Бельгии в 1983 г. с погашением 2,4 ГВт (50% нагрузки), во Франции в 1987 г. с погашением 12 ГВт нагрузки и в 1978 г. - с погашением 28 ГВт (75% нагрузки). Авария в ЕЭС СССР за это время была в 1979 г. с отключением около 5 ГВт нагрузки в основном от АЧР - для компенсации возникшего аварийного дефицита мощности (в результате разделения схемы ЕЭС) и предотвращения дальнейшего развития аварии.
Опыт этих аварий, с одной стороны, свидетельствует о меньшей надежности крупного энергообъединения Западной Европы, чем ЕЭС СССР и России, где в это время не было равноценных по размерам аварий и где в функциях ПА и принципах оперативного управления предусмотрено противостояние имевшему место развитию аварий в UCPTE. В то же время с учетом мер, принятых по результатам этих аварий, и статистики последних 10 лет можно сказать об удовлетворительной эффективности действующей системы обеспечения надежности энергообъединения UCTE.



 
« Диспетчерский пункт района распределительных сетей   Закрепление опор линий электропередачи 35-750кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.