Особенности производства электроэнергии

 

В России, как и во многих других странах, для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Это объясняется большей экономичностью электрических сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью широкого использования в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.

Наряду с трехфазным током в некоторых отраслях промышленности применяют и постоянный ток, который получают выпрямлением переменного тока. В настоящее время постоянный ток применяется также для передачи электроэнергии на большие расстояния при напряжении до 800 кВ.

Качество электроэнергии, отпускаемой потребителю, характеризуется, в основном, двумя показателями – уровнем частоты и напряжения, которые нормируются государственным стандартом.

Существенной особенностью производства электроэнергии является невозможность ее накопления, т.е. в любой момент времени производится столько энергии, сколько потребляется (с учетом потерь энергии при производстве и распределении) – и наоборот. При ведении режима энергосистемы, постоянно возникают колебания баланса мощности в основном из-за нестабильности потребления, а также (гораздо реже) при отключениях генерирующего оборудования, линий электропередачи и других элементов энергосистемы. Указанные отклонения баланса мощности приводят к отклонениям частоты от номинального уровня. К примеру, при подключении к электросети дополнительных потребителей крутящий момент сопротивления вращению ротора турбогенератора – увеличится, в то время как крутящий момент на роторе турбоагрегата остаётся прежним определяемым расходом пара, отпускаемым от котлоагрегата на данную турбину. В этом случае произойдёт снижение частоты сети на величину соответствующую отношению подключённой дополнительной активной мощности потребителя к общей активной мощности энергосистемы, на которую работает турбогенератор. Поэтому для сохранения частоты сети на прежнем уровне необходимо нагружать котёл и по мере повышения его паропроизводительности нагружать турбоагрегат, сохраняя при этом заданное значение давления свежего пара перед турбоагрегатом.

Таким образом, поддержание частоты электрического тока в энергосистеме на заданном уровне возможно лишь тогда, когда активная мощность турбины и, следовательно, пропуск пара через нее всё время должны соответствовать изменяющейся нагрузке генератора. Выполнение этого требования представляет известную сложность, так как в реальных условиях режим работы котельной установки (даже при постоянной нагрузке турбогенератора) никогда не бывает стабильным, вследствие колебаний в подаче топлива, его калорийности, температуры питательной воды, количества и температуры воздуха, работе регуляторов и т.п. Поэтому для поддержания необходимой паровой нагрузки энергетического котла требуется постоянный контроль и своевременная корректировка режимов работы соответствующих технологических систем котельной установки. При этом нельзя не учитывать и аккумулирующую способность котла, которая не позволяет мгновенно стабилизировать паровую нагрузку котельной установки на каком-то другом уровне при изменении мощности турбины в результате изменения частоты сети.

Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим режимным параметром энергосистемы. Поддержание частоты на уровне близком к номинальному обеспечивает максимальную экономичность работы энергетического оборудования и максимальный запас надежности работы энергосистем.

В соответствии с ГОСТ 54149-2010 частота должна находиться в пределах 50, 0±0, 2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50, 0±0, 4 Гц.

Утвержденные Электроэнергетическим советом СНГ в 2007 г. «Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков» устанавливают более жесткие нормы и более высокие требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности энергосистемами. В частности, должно обеспечиваться удержание текущей частоты в пределах 50±0, 05 Гц (нормальный уровень) и в пределах 50±0, 2 Гц (допустимый уровень). При этом восстановление нормального уровня частоты (при её отклонениях) и заданных суммарных внешних перетоков мощности должно обеспечиваться за время не более 15 минут для согласования отклонений частоты с планируемыми запасами пропускной способности транзитных электросетей в нормальных условиях.

В настоящее время выделяют три взаимосвязанных вида регулирования частоты:

- первичное регулирование частоты (которое, в свою очередь, подразделяется на общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) и нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ);

-вторичное регулирование частоты;

- третичное регулирование частоты.

Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) ротора турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения ротора такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие клапаны турбины, изменяя подачу свежего пара. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает пропуск пара в турбину, а при снижении частоты - увеличивает.

Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.

Общее первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями кроме ТЭЦ, работающих по тепловому графику нагрузок.

Нормированное первичное регулирование частоты это организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выделенными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.

Вторичное регулирование частоты - процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам диспетчера. Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами.

Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.

Регулирование напряжения, в отличие от регулирования частоты, ведется не в энергосистеме в целом, а в так называемых контрольных точках энергосистем. Регулирование напряжения осуществляется за счет регулирования реактивной мощности генераторов (путем регулирования тока ротора) и использования систем и устройств централизованного (изменение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов) и децентрализованного регулирования напряжения (синхронные компенсаторы; регулируемые батареи статических конденсаторов; шунтирующие реакторы и др.).

Указанные особенности производства электроэнергии вносят существенные сложности в обеспечение представительного посменного и ежесуточного учета основных показателей работы оборудования, используемых при анализе тепловой экономичности ТЭС.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: