Файл: Курс лекций для студентов электроэнергетиков Направление подготовки 140400 Электроэнергетика.doc

Распределительные сети служат для распределения электроэнергии от подстанций основной сети, а также шин распределительного напряжения электростанций до опорных подстанций, питающих сети промышленных предприятий, городские и сельские сети. Режимы работы распределительных сетей, в соответствии с которыми планируется их дальнейшее развитие, практически полностью определяются графиком нагрузки потребителей. Поток мощности в таких сетях практически всегда направлен в сторону потребителя.

Функция основных электрических сетей – формирование системы, объединение на параллельную работу изолированных частей ЭЭС или объединённых слабыми связями, выдача мощности от крупных ЭС (генерирующих узлов) к потребляющим узлам. К объектам основной электрической сети относится сетевое оборудование (линии электропередач, трансформаторы, устройства регулирования) напряжением 330 кВ и выше, а также межсистемные, межгосударственные электрические связи, включая то оборудование (независимо от класса напряжения), которое связано с ними и обеспечивает их работу.

Линии электропередач основных сетей по функциональному назначению можно отнести к двум типам: магистральные – осуществляющие транспорт электроэнергии на значительные расстояния и маневренные, которые предназначены для улучшения работы отдельных частей ЭЭС путём повышения использования установленных мощностей электростанций различного типа. По административно-территориальному разделению ЛЭП основной сети делятся на межсистемные и внутрисистемные [11].

Существует два вида технологий транспорта электроэнергии на постоянном и переменном токе. Переменный ток стал наиболее распространенным, поскольку его основным преимуществом является способность легко делить передаваемую или распределяемую мощность путем электромагнитной трансформации.

Основными проблемами передачи энергии переменным токам являются: рост перенапряжений в режимах малых нагрузок, наличие ограничений по устойчивости на пропускную способность электропередач, появление электромагнитных неоднородностей, зависимость предела мощности по устойчивости от длины ЛЭП.

В связи с этим критерием целесообразности перехода на более высокие ступени напряжения для ЛЭП переменного тока является, прежде всего, потребность в увеличении их пропускной способности. Кроме того, повышение напряжения позволяет снизить потери мощности. Повышение пропускной способности необходимо как для транспортных ЛЭП, так и для системообразующих сетей при увеличении единичных размеров агрегатов станций для резервирования отказов последних.

---

Основной особенностью передачи энергии постоянным током является сложность его преобразования (повышения и понижения напряжения), а также трудности коммутации (гашения электрической дуги). Схема передачи постоянного тока (ППТ) и вставки постоянного тока представлены на рис.1.10.


Рис. 1.10. - Схема передачи (а) и вставки (б) постоянного тока
С учетом вышеназванных особенностей постоянного тока, а также ограничений на использование ЛЭП переменного тока, передачи постоянного тока могут применяться для:

а) транспорта электроэнергии на значительные расстояния;

б) связи энергосистем работающих с разной частотой;

в) для повышения устойчивости примыкающих систем;

г) пересечения водных препятствий;

д) глубоких кабельных вводов в города;

е) межгосударственных связей.

Для задач б), в), е) наиболее эффективны вставки постоянного тока. Они представляют единую систему (подстанцию), при этом ЛЭП постоянного тока отсутствует.

В представленных на рис.1.10 схемах преобразование электрической энергии осуществляется преобразовате­лями П₁, и П₂, связанными с передающей и приемной системами. Преобра­зователь, который преобразует энергию переменного тока от передающей системы в энергию постоянного тока, называется выпрямителем. Другой преобразователь, который получает энергию от выпрямителя и преобразует ее в энергию переменного тока, отдавая эту энергию в приемную систему, называется инвертором.

Преобразователи обладают свойством реверсивности; при необходимости изменения направления передачи мощности выпрямитель становится инвертором, а инвертор — выпрямителем. При этом направление тока в линии остается неизменным, так как вентили в преобразователях пропускают ток только в одном направлении, но меняется полярность са­мих преобразователей.

Фактором, влияющим на возможность сооружения ППТ, является высокая стоимость преобразовательных подстанций. Основными проблемами, которые могут возникнуть при эксплуатации ППТ является взаимосогласованность регулирования многочисленность регулирующих устройств, в том числе тиристорных преобразователей в сложных многоконтурных цепях, содержащих ЛЭП переменного и постоянного тока, генераторы и другие элементы, проблемы селективности и коммутации элементов сети постоянного тока, снижения показателей качества электроэнергии из-за появления высших гармоник. Для мощных ППТ проблемой является обеспечение устойчивости и живучести в случае повреждения в них при режимах передачи большого потока мощности [12].

---

В настоящее время в мире эксплуатируется около 100 ППТ и вставок постоянного тока [8]. Наиболее известные из них:

• 
  электрическая связь между энергосистемами Англии и Франции, проложенная в туннеле под проливом Ла-Манш;
  
• 
  ППТ между энергосистемами стран, входящих в скандинавское энергообъединение NORDEL (Швеция, Финляндия, Дания, Норвегия);
  
• 
  электропередачи, обеспечивающие связь энергосистем США и Канады;
  
• 
  линии постоянного тока, связывающие энергосистемы японских островов;
  
• 
  воздушные линии предназначенные для выдачи электроэнергии самых мощных в мире ГЭС «Итайпу» (Бразилия) и «Три ущелья» (КНР).
  

В России на протяжении ряда лет успешно эксплуатируется ВПТ на подстанции «Выборгская», предназначенная для связи энергосистем России и Финляндии. Эта вставка, пропускной способностью 1400 МВт обеспечивает основную долю экспорта российской электроэнергии.
1.3.3. Управление функционированием электроэнергетических систем
Под управлением функционированием электроэнергетических систем понимается управление режимами работы ЭЭС, а также совокупность мероприятий, обеспечивающих управление режимами (прогнозирование графиков нагрузок, расчет потребности в топливе, формирование графиков ремонтов оборудования, заключение контрактов на поставку энергии, топлива и т.д).

Режимом работы ЭЭС называется ее состояние в данный момент времени или на некотором достаточно непродолжительном его интервале, которое характеризуется параметрами, определяющими процесс ее функционирования [13]. К этим параметрам, называемым параметрами режима, относятся значения частоты переменного тока в системе, напряжения, потребляемые и генерируемые мощности в узлах схемы, токи и мощности, протекаемые в ветвях сети и др.
1.3.3.1. Временные уровни управления режимами ЭЭС
Задачи управления режимами ЭЭС делятся на четыре временных уровня (для каждой ступени территориальной иерархии) [14]:

1. Долгосрочное планирование режимов(на месяц, год). Задачами этого уровня являются:

• 
  прогнозирование потребления энергии и характерных графиков нагрузки;
  
• 
  разработка балансов мощности и электроэнергии (годовых, квартальных, месячных);
  
• 
  определение графиков сработки и наполнения водохранилищ;
  
• 
  оптимизация планов использования энергоресурсов и проведения плановых ремонтов;
  
• 
  разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих ЭЭС;
  
• 
  проверка уставок релейных защит и автоматики (РЗА);
  
• 
  решение всего комплекса вопросов повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;
  
• 
  заключение контрактов на поставку топлива.
  

---

2. Краткосрочное планированиережимов(на сутки, неделю). Главной задачей этого уровня является корректировка решений 1-го уровня по мере изменения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления, обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т.п.). Ряд решений 1-го уровня выступает здесь в виде ограничений (недельные или суточные расходы гидроресурсов, мощности агрегатов, выведенных в ремонт, и т.п.).

3. Оперативное управление текущими режимами (от 10 мин до суток).Задачами этого уровня являются:

• 
  оперативное ведение текущего режима по суточным планам-графикам;
  
• 
  корректировка (дооптимизация) режима при отклонении параметров режима от плановых значений.
  

4. Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами (от 0,01 с до 30 мин), проводимое централизованными и местными системами и устройствами автоматического регулирования режима, устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Процесс решения задач третьего и четвертого уровня называется управлением режимами ЭЭС. Оно осуществляется оперативным персоналом, а также автоматическими регуляторами и устройствами противоаварийной автоматики (ПА).

Задачи третьего уровня осуществляются посредством диспетчерской работы (диспетчерского управления). Диспетчерское управление— это вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС проводятся только по распоряжению диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала или согласованных изменений в релейной защите и автоматике.

В основе построения диспетчерского управления ЕЭС лежит следующее [8]:

• 
  разграничение диспетчерских и общехозяйственных функций, то есть обеспечение независимости системы диспетчерского управления (в пределах ее функций) от административно-хозяйственной деятельности руководства энергокомпаний;
  
• 
  иерархическое построение системы с прямым подчинением дежурного оперативного персонала каждой ступени управления персоналу более высокой ступени;
  
• 
  представление персоналу каждой ступени максимальной самостоятельности в выполнении всех оперативных функций, не требующих вмешательства оперативного руководителя более высокой ступени;
  
• 
  четкое разграничение функций и ответственности оперативного персо­нала всех ступеней управления по ведению нормальных режимов и лик­видации аварийных ситуаций;
  
• 
  строжайшая диспетчерская дисциплина.
  

---

Диспетчер системы осуществляет руководство:

• 
  распределением активной и реактивной мощностей между отдельными электростанциями энергосистемы;
  
• 
  регулированием частоты во всей энергосистеме и напряжений в основ­ных ее точках;
  
• 
  регулированием потоков мощности по отдельным участкам электрической сети;
  
• 
  производством всех коммутационных переключений в основных сетях системы и на электростанциях;
  
• 
  вводом в работу и выводом из работы отдельных агрегатов электростанций и сетей, как для целей ремонта, так и в резерв;
  
• 
  ликвидацией аварий на электростанциях и в основных сетях энергосистемы;
  
• 
  регулированием режима и водотока ГЭС;
  
• 
  изменением настройки релейной защиты и автоматики.
  

Диспетчеру энергетической системы подчиняется весь старший оперативный персонал электростанций и электрических сетей.

С учетом большого количества и многообразия задач диспетчерского управления они решаются с использованием средств автоматизации, которые объединены в автоматизированную систему диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС. Она представляет собой иерархически построенную человеко-машинную систему, обеспечивающую по всей территории, охватываемой электрическими сетями, сбор, преобразование, передачу, переработку и отображение информации о состоянии и режиме энергосистемы, формирование на основе собранной информации, передачу и реализацию управляющих команд с целью выполнения системой (за счет располагаемых средств) функций надежного и экономичного снабжения электрической и тепловой энергией требуемого качества всех ее потребителей [15].

АСДУ включает в себя:

• 
  • управляющие вычислительные центры (УВЦ) в ЦДУ ЕЭС, ОДУ ОЭС, ЦДС ЭЭС, диспетчерские пункты (ДП) предприятий электрических сетей (ПЭС);
  
• 
  • автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) электростанций, энергоблоков электростанций и подстанций;
  
• 
  • централизованные и локальные системы автоматического регулирования и управления.
  

Все элементы АСДУ ЕЭС объединяет единая первичная сеть сбора и передачи оперативной информации и управляющих команд.

Иерархичность системы диспетчерского управления обусловлена большим количеством (десятками тысяч) имногообразием элементов ЭЭС. Эти элементы оказывают различное влияние на режим работы ЕЭС в целом, поэтому на каждом уровне иерархии существует перечень оборудования, находящегося в управлении диспетчера этого уровня. Чем ниже номинальное напряжение элемента, его установленная мощность, тем меньшее влияние этот элемент оказывает на режим работы системы в целом. Например, аварийное отключение линии 110 кВ не будет иметь серьезных последствий для режима работы ЕЭС России или отдельной ОЭС, в то же время, диспетчер районной системы обязан предпринять все необходимые действия по ликвидации последствий такого отключения и в вводу указанной линии в работу.

---