Этапы развития энергетики страны

До революции мощность всех электростанций России едва превышала 1 млн. кВт, а годовое производство электроэнергии – 2 млрд. кВт·ч. Первая тепловая электрическая станция Москвы ГЭС-1 мощностью 3,3 МВт была пущена в 1897 году. Сегодня эта станция, расположенная напротив Кремля на Раужской набережной, имеет рабочую мощность 44 МВт и снабжает энергией центральные районы столицы, в том числе Кремль и Госдуму.

Развитие советской энергетики началось с первых шагов выполнения плана ГОЭЛРО, принятого в декабре 1920 года. Этот план разрабатывался под руководством и при непосредственном участии В.И.Ленина. План предусматривал строительство 30 электростанций общей мощностью 1750 тыс. кВт, причем 1110 тыс. кВт намечалось ввести на ТЭС и 640 тыс. кВт на ГЭС. В плане была обстоятельно разработана перспектива развития отраслей промышленности, сельского хозяйства и транспорта с разделением страны на экономические районы. План ГОЭЛРО – это фактически первый единый государственный план развития народного хозяйства страны. Он был рассчитан на 10–15 лет. В плане ГОЭЛРО определены основные направления хозяйственного строительства: индустриализация страны при опережающем развитии энергетики, использующей местные виды топлива и энергию воды; рациональное размещение по стране промышленности с учетом концентрации производства путем строительства энергопромышленных комбинатов; индустриализация сельскохозяйственного производства с использованием электроэнергии; всемерное развитие и электрификация железнодорожного транспорта. Эти главные направления хозяйственного строительства по плану ГОЭЛРО положены в основу экономической политики государства.

В 20-е годы по всей стране развернулось строительство новых электростанций и линий электропередачи. Задания плана ГОЭЛРО по электрификации были успешно выполнены в 10-летний срок. А к 1935г. план ГОЭЛРО был перевыполнен. Вместо 30 электростанций было построено 43. Их общая мощность достигла 4338 тыс. кВт, что почти в 2,5 раза превысило намеченную планом. В 1935 г. Советский Союз по производству электроэнергии вышел на третье место в мире.

В годы первых пятилеток быстро развивается и энергетика Урала. В ноябре 1927 года состоялась торжественная закладка главного корпуса Челябинской ГРЭС, а в сентябре 1930 г. пускается первый турбогенератор мощностью 24 тыс. кВт. С пуском его вводятся в строй первые линии электропередач 110 кВ общей длиной 174 км (рисунок 8.1).

Сегодня в Челябинской области работают Троицкая ГРЭС (2360 МВт), Южно-Уральская ГРЭС (750 МВт), Южно-Уральская ГРЭС-2 (800 МВт), Аргаяшская ТЭЦ (195 МВт), Челябинсктие ТЭЦ-1 (217 МВт), ТЭЦ-2 (320 МВт), ТЭЦ-3 (585 МВт) и ЧГРЭС (82 МВт), а также ТЭЦ, ЦЭС Магнитогорского металлургического комбината, ТЭЦ ЧМЗ и другие небольшие ТЭЦ предприятий.

 

Рисунок 8.1. Схема сети 110 кВ Челябинской области на начало 1936 г

 

В 30-е годы создавались районные, а затем и межрайонные энергетические системы, росли высококвалифицированные кадры энергетиков и энергостроителей. Были созданы агрегаты ТЭС на прогрессивные тогда средние параметры пара – 3,5 МПа и 425°С, освоено сжигание в промышленных котлах кускового и фрезерного торфа, подмосковного угля и антрацитового штыба в виде пыли. Заводы наладили производство котлов, турбин и электротехнического оборудования, обеспечив развитие советской теплоэнергетики без импорта такого оборудования; был создан прямоточный котел Рамзина производительностью 200 т/ч (первый в мире такой мощности) с параметрами пара 14 МПа, 500°С; на Ленинградском металлическом заводе (ЛМЗ) создана уникальная быстроходная турбина мощностью 100 МВт с частотой вращения 3000 об/мин. Мощность электростанций росла опережающими темпами и к концу 1940 г. достигла 11,2 млн. кВт, а производство электроэнергии увеличилось до 48,3 млрд. кВт·ч в год.

Получила развитие теплофикация на основе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, что обеспечивало значительную экономию топлива и сократило численность обслуживающего персонала.

В годы войны энергетическому хозяйству СССР был нанесён тяжелый ущерб. В индустриальных районах европейской части страны, подвергшейся фашистской оккупации, было разрушено 60 крупных электростанций общей мощностью около 6 млн. кВт. Однако во время войны быстрыми темпами наращивалась мощность электростанций на Урале, в Сибири, Средней Азии, а затем стремительно восстанавливались электростанции в освобождаемых районах. В 1945 г. мощность электростанций почти достигла довоенного уровня, а производство электроэнергии составило 90% довоенного.

В первые послевоенные годы на тепловых электростанциях были внедрены энергоблоки на высокие параметры пара 9 МПа и 535 °С. Такие параметры пара имели серийные агрегаты мощностью 50 и 100 МВт. Типовым агрегатом для новых ТЭС в конце 40-х годов стал турбогенератор мощностью 100 МВт.

В 1950 г. мощность электростанций достигла 19,6 млн. кВт, а производство электроэнергии 91,2 млрд. кВт·ч, превысив довоенные показатели соответственно в 1,7 и 1,9 раза. В 1954 г. в г. Обнинске была введена в действие первая в мире атомная электростанция, открывшая новую эру в развитии энергетики.

С пятой пятилетки (1955–1960 гг.) начался новый этап развития электроэнергетики. Тепловые электростанции стали сооружать по блочной схеме с параметрами пара 13 МПа и 565 °С. Внедрение блоков 150 и 200 МВт на эти параметры пара позволило повысить единичную мощность электростанций до 1200 МВт. В связи с изменением структуры топливного баланса тепловые электростанции стали широко использовать газ и мазут, что удешевляло их строительство и упрощало эксплуатацию.

Десятилетие 1960–1970 гг. отличается особо ускоренным развитием электроэнергетики. Мощность электростанций за десятилетие выросла в 2,5 раза с 66,7 до 166,2 млн. кВт, а производство электроэнергии увеличилось более чем в 2,5 раза с 292,3 до 740,9 млрд. кВт·ч. Продолжалась концентрация единичных мощностей агрегатов и электростанций. В 1960 г. на тепловых электростанциях находилось в эксплуатации лишь 11 блоков по 150 МВт и один блок 200 МВт. Их общая мощность была 1,85 млн. кВт, или 3,3% общей мощности ТЭС. В 1963 г. одновременно на Приднепровской и Черепетской ГРЭС были введены в действие блоки мощностью по 300 МВт на сверхкритические параметры пара 24 МПа и 565/565°С, а в 1967 г. были смонтированы опытные блоки 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный блок 800 МВт на Славянской ГРЭС. В конце 1970 г. работало уже 69 блоков по 300 МВт, 82 блока по 200 МВт, 82 блока по 150–160 МВт и в процессе наладки и испытаний находилось по одному блоку 500 и 800 МВт. К 1970 г. 30 ТЭС достигли мощности 1 млн. кВт и более каждая, из них 5 имели мощность по 2,4 млн. кВт. Введены в строй Братская ГЭС мощностью 4,5 млн. кВт с гидротурбинами 250 МВт и Красноярская ГЭС мощностью 6 млн. кВт с турбинами по 500 МВт.

Технический прогресс в развитии тепловых электростанций, повышение мощности агрегатов и их параметров пара, дальнейшее развитие теплофикации (производство тепловой энергии на ТЭЦ за 10 лет выросло в 2,9 раза), а также широкое использование газа и мазута обеспечили значительное снижение удельного расхода топлива на ТЭС с 488 до 367 г у.т./(кВт·ч). В 1970 г. тепловые электростанции выработали 612,8 млрд. кВт·ч электроэнергии. Если бы они работали с удельным расходом топлива на уровне 1960 г., потребовалось бы дополнительно около 60 млн.т условного топлива. Сравнивая уровни потребления электроэнергии промышленностью, сельским хозяйством, транспортом и коммунально-бытовым сектором за 20 лет, с 1960 по 1980 г., нетрудно заметить существенные сдвиги в электрификации этих отраслей народного хозяйства. Промышленность за этот период увеличила потребление электроэнергии с 256 до 688 млрд. кВт·ч (в 2,7 раза), сельское хозяйство – с 9,9 до 111 млрд. кВт·ч (в 11 раз), транспорт – с 17,7 до 102,7 млрд. кВт·ч (в 6 раз), коммунально-бытовой сектор – с 30 до 155 млрд. кВт·ч (в 5,2 раза). Эти цифры свидетельствуют о стремительном развитии электрификации сельского хозяйства (особенно животноводства), транспорта и быта населения. Протяженность электрифицированных железных дорог на конец 1980 г. достигла 47 тыс.км. Все более значительная доля электроэнергии расходуется на нужды быта и сферы обслуживания в городах, городских и сельских поселках. В промышленности практически уже не существовало производственных технологий, в которых электроэнергия не являлась важным компонентом.

За 10-летие 1970–1980 гг. мощность электростанций выросла на 100 млн. кВт (со 166,2 до 266,7), а производство электроэнергии – на 554 млрд. кВт·ч (с 740,9 до 1293,9). Таким образом, в эти годы уровень производства электроэнергии в Советском Союзе превысил 1 трлн (1000 млрд.) кВт·ч. На конец 1980 г. в СССР находились в эксплуатации 72 электростанции мощностью 1 млн. кВт и выше, из них 33 – мощностью 2 млн. кВт и выше, 10 – 3 млн. кВт и выше. Число мощных блоков на тепловых электростанций увеличилось до 392, а их общая мощность составила около 110 млн. кВт, или 70% всей мощности тепловых электростанций. На тепловых электростанциях в эксплуатации находилось оборудование преимущественно с высокими параметрами пара: на давление 24 МПа – 49,2%, на 13 МПа – 38,9% и на 9 МПа и ниже – 11,9%. На ТЭЦ более половины оборудования имело давление 13 и 24 МПа, при этом на давлении 24 МПа работали 12 блоков мощностью по 250 МВт.

Основное направление развития энергетического хозяйства страны в 1970–1980 гг. – это совершенствование структуры топливно-энергетического баланса, т.е. сокращение доли мазута в производстве электроэнергии, широкое использование гидроэнергии, в европейской части страны – атомной энергии, а на Востоке – дешевых углей открытой добычи. В Европейской части СССР в эти годы сооружались атомные электростанции с реакторами мощностью 1– 1,5 млн.кВт. В конце 1980 г. мощность всех АЭС достигла 12,5 млн. кВт, а выработка электроэнергии на них – почти 73 млрд. кВт·ч.

Продолжала интенсивно развиваться теплофикация. В 1980 г. мощность ТЭЦ достигла 76,9 млн. кВт против 45,3 млн. кВт в 1970 г. Рост за 10 лет составил 31 млн. кВт или почти 65%. Удельный расход топлива в 1980 г. составил 328 г у.т./(кВт·ч). По этому, одному из определяющих экономику энергетики, показателю СССР вышел на первое место в мире: в США в 1980 г. он был 361, в Англии – 349, во Франции – 335 и в ФРГ – 370 г у.т./(кВт·ч).

В одиннадцатой пятилетке (1981–1985 гг.) энергетика решала большие и сложные задачи. Осуществлялось строительство и освоение мощных атомных энергоблоков. За пятилетку мощность работающих атомных электростанций возросла на 125%, а выработка электроэнергии на них – на 130%. Новые ТЭС вводились и строились в крупнейших территориально-производственных комплексах.

В области гидроэнергетики также имелись успехи: был завершен ввод на проектную мощность 6,4 млн.кВт Саяно-Шушенской ГЭС с агрегатами по 640 МВт. Развернулось строительство Богучанской ГЭС на р. Ангаре мощностью 4000 тыс.кВт и на Дальнем Востоке Бурейской ГЭС мощностью 1700 тыс.кВт. Продолжалось строительство Загорской ГАЭС мощностью 1200 и Кайшядорской ГАЭС мощностью 1600 тыс.кВт.

В 1985 г. электростанциями страны было выработано 1545 млрд. кВт·ч электроэнергии. При этом производство электроэнергии на АЭС и ГЭС развивалось опережающими темпами и доля их в общем объеме производства увеличивалась при некотором снижении доли ТЭС.

Перестройка, проводимая после 1985 г. в стране, и переход на рыночную экономику привели к развалу Советского Союза, развалу плановой социалистической экономики и, как следствие, к снижению потребления электроэнергии. В этот период практически прекратилось строительство новых энергетических объектов. Большие изменения произошли в странах Восточной Европы и бывших республиках СССР, ставших независимыми государствами. Распалось энергетическое объединение «Мир» стран, членов СЭВ.

Период с 1992 года характеризуется процессами реструктуризации энергетики через приватизацию энергетических объектов и введение конкурентного рынка электроэнергии с целью снижения тарифов для конечных потребителей и повышение конкурентоспособности производимой продукции на мировом рынке. Но эти ожидания во многом не оправдались.

За последние годы заметно обновляется техническая база. Например, в 2014 г. было введено 7300 МВт новых мощностей на электростанциях, в том числе на ТЭС в современных ПГУ, блок №3 1000МВт на Ростовской АЭС, 3 блока на Богучанской ГЭС. Построено несколько тысяч км новых линий электропередач. Продолжилась модернизация автоматизированной системы диспетчерского управления.

 

Основные понятия об электрической системе

Энергетической системой называют совокупность установок и устройств, предназначенных для выработки, преобразования, распределения и потребления тепловой и электрической энергии, связанных единым режимом работы. Основными элементами энергосистемы являются электрические станции, тепловые сети, линии электропередач, преобразовательные установки, электрические подстанции, предназначенные для изменения параметров электроэнергии и распределения её по различным участкам электрической сети, нагрузки электрической системы, потребляющие электроэнергию и преобразующие её в другие, определяемые технологией, виды энергии.

Электрическая часть энергосистемы называется электрической системой. Самым ответственным силовым элементом электрической системы являются электрические станции, на которых различные виды первичных энергоресурсов преобразуются в электрическую энергию. На рисунке 8.2. приведена схема электрической системы, в которой две электростанции осуществляют питание электроэнергией нескольких подстанций. Электрические станции связаны с потребителем электрической сетью, которая во многом обеспечивает надёжность и экономичность работы системы.

Рисунок 8.2. Схема электрической системы

 

Передача электроэнергии осуществляется по линиям электропередач на напряжении, значительно превышающем напряжение синхронных генераторов. Для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения используются трансформаторные подстанции с повышающими и понижающими трансформаторами.

Объединение электростанций на параллельную работу в составе энергосистемы обеспечивает целый ряд преимуществ, важнейшими из которых являются:

· повышение надёжности электроснабжения за счёт взаимного резервирования в аварийных режимах;

· повышение экономичности за счёт загрузки в первую очередь блоков с малыми удельными расходами топлива и передачи мощности по сети;

· снижение аварийного резерва мощности;

· возможность использования блоков с более высокой единичной мощностью;

· снижение установленной мощности электростанций объединённых систем за счёт смещения суточных максимумов нагрузки по часовым поясам.

Таким образом, объединение электрических станций позволяет снабжать потребителей от разных станций и осуществлять перераспределение потоков электроэнергии между объектами энергосистемы.

Рост объёмов потребления электроэнергии приводит к увеличению установленных мощностей электрических станций и перетоков по линиям электропередач. Обеспечить экономичность передачи электроэнергии в этих условиях можно путём освоения всё более высоких уровней напряжения. Напряжения, при которых обеспечивается длительная нормальная работа электроустановок, называют номинальными. Уровни номинальных напряжений определяются соответствующим ГОСТ и правилами устройства электроустановок (ПУЭ). В России применяется следующая шкала стандартных номинальных междуфазных напряжений трёхфазного тока частотой 50 Гц:

0,4; 6; 10; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750 и 1150 кВ.

Как известно из электротехники, повышение напряжения при передаче одинаковой мощности обеспечивает пропорциональное снижение тока, что позволяет снизить сечение проводов ЛЭП и уменьшить затраты на цветной металл линий.

Снижение тока при сохранении сечения провода и его сопротивления R приводит к уменьшению потерь в ЛЭП, которые пропорциональны квадрату тока, и повышению КПД передачи. Правда, при повышении номинального напряжения как правило увеличиваются габариты электроустановок и возрастают затраты на обеспечение надёжной изоляции. Поэтому рациональные уровни напряжения определяются на основе технико-экономических расчётов, в которых учитываются все составляющие затрат.

В истории освоения высоких напряжений в России можно отметить следующие этапы:

· 1902 год, ЛЭП 70 кВ на нефтепромыслах в районе Баку;

· 1922 год, передача 110 кВ от Каширы до Москвы;

· 1932 год, передача 154 кВ от Днепровской ГЭС;

· 1933 год, передача 220 кВ от Нижне-Свирской ГЭС в г. Ленинград;

· 1956-1959 гг., ввод ЛЭП 400 кВ (позже переведены на 500 кВ);

· 1978 год, объединение ЕЭС СССР и ОЭС стран СЭВ линией 750 кВ;

· 1985 год, ЛЭП 1150 кВ Сибирь-Казахстан-Урал.

Основной особенностью работы электрических систем является одновременность процесса производства и потребления электрической энергии. Источники электроэнергии – вращающиеся системы, состоящие из первичных двигателей (турбин) и синхронных генераторов, для которых должен соблюдаться баланс между энергией, развиваемой турбиной и энергией, отдаваемой в систему генератором. Нарушение этого баланса приводит к изменению скорости вращения и частоты, т.е. к нарушению синхронизма и расстройству работы энергосистемы.

Для правильного планирования и ведения режима работы энергосистемы необходимо знать графики потребления мощности отдельными потребителями, узлами нагрузки и всей системой. Ежегодные наблюдения позволяют на основе статистических данных прогнозировать объёмы и характер потребления нагрузки в системе и планировать распределение нагрузки между электростанциями. На рисунке 8.3-а показан график зимних суток небольшой энергосистемы.

Рисунок 8.3. Суточный график нагрузки системы:

a) – показатели графика; б) – распределение нагрузки между электростанциями.

 

Наибольшую мощность по суточному графику называют суточным максимумом мощности Р_макс. Площадь, ограниченная суточным графиком, определяет электроэнергию за сутки

.

Среднесуточная мощность будет представлять собой

.

Важным показателем графика является продолжительность использования максимальной нагрузки, определяемая как время работы с наибольшей нагрузкой, в течение которого обеспечивается тот же объём электроэнергии

.

Степень неравномерности графика определяется коэффициентом заполнения графика

.

Изменение мощности потребителей приводит к необходимости распределять эту мощность между станциями системы по критерию наименьших затрат на топливо. Возможность экономичного распределения обеспечивается совместной параллельной работой электростанций разного типа на общую сеть, что является одним из самых важных достоинств объединения их в систему.

На рисунке 8.3,б показан пример условного распределения нагрузки между электростанциями. В базовой части графика 1 работают с постоянной нагрузкой АЭС и мощные КЭС. Часть 2 графика может заполняться ТЭЦ, работающими по вынужденному графику, определяемому тепловым потреблением. Участок 3 графика распределяется между блоками малых и средних КЭС, а пиковые зоны 4 и 5 выделяются для ГЭС, которые имеют водохранилища с суточным циклом регулирования.

Структура электрической системы и состав основных силовых объектов её определяются схемами электрических соединений. Схемы выполняются в соответствии с требованиями единой системы конструкторской документации (ЕСКД) с применением условных обозначений, нормируемыми соответствующими ГОСТ.

Завершая изучение темы отметим еще раз преимущества энергетических систем. Объединение всех потребителей электроэнергии в единую электрическую систему приводит к выравниванию графика нагрузки, что даёт возможность более полно использовать оборудование электрической системы, установленную мощность электростанций, которая должна быть рассчитана на максимальную мощность нагрузки. Объединение всех электростанций в систему позволяет обеспечить быструю, маневренную взаимопомощь между разными станциями при изменении нагрузки системы, а также при аварийных повреждениях её элементов

. Работа электрических станций на общую сеть, а не на отдельных потребителей электроэнергии, даёт возможность концентрировать производство электроэнергии, внедрять мощные наиболее экономичные энергетические агрегаты. Централизованное распределение электроэнергии и концентрированное её производство снижают капитальные затраты на единицу установленной мощности, эксплуатационные расходы и себестоимость электроэнергии.

Изучение всего многообразия оборудования и процессов, происходящих в электрических системах, составляют основу подготовки по специальностям «Электроэнергетические системы и сети» и «Электрические станции». Все проблемы, которые в этой теме были лишь намечены, станут предметом детального изучения в следующих семестрах.

Управление в энергосистемах

С позиций управления энергетические системы относятся к большим системам, для которых характерен ряд свойств, важнейшие из которых – управляемость и адаптация на основе обработки информации. Классическая схема управления в больших системах, искусственно созданных человеком, или естественным, функционирующим в природе, показана на рисунке 9.1. Такое управление с обратной связью позволяет обеспечивать адаптацию природных систем к изменению внешней среды, а также организованность и работоспособность больших искусственных технико-экономических систем.

 

Рисунок 9.1 Схема управления

Отметим некоторые особенности энергетической системы, учёт которых необходим при организации управления режимом работы:

1) высокие требования к обеспечению надёжности энергоснабжения потребителей тепловой и электрической энергией;

2) одновременность производства и потребления электроэнергии, что требует непрерывного поддержания баланса мощности в системе;

3) быстрота протекающих в электрической части аварийных переходных процессов с выделением больших объёмов энергии в местах повреждений;

4) необходимость обеспечения стандартов на качество отпускаемой потребителям электроэнергии;

5) необходимость обеспечения экономичности производства, передачи и распределения электроэнергии, что определяется большими затратами на топливо.

Учёт этих особенностей и требований можно организовать, обладая необходимой и разнообразной информацией о параметрах системы и параметрах режима работы её.

Параметры системы определяют структуру системы, т.е. состав включенных в работу блоков электростанций, линий электропередач, число включенных трансформаторов, а также сопротивления всех работающих элементов системы.

Режим системы характеризует технологические процессы производства, преобразования, передачи и распределения энергии и определяется значениями токов, напряжений, потоков мощности и других физических величин, называемых параметрами режима.

Источником информации об электрических параметрах, и в первую очередь о значениях токов и напряжений, являются измерительные трансформаторы тока и напряжения. Назначение измерительных трансформаторов состоит в том, чтобы изолировать низковольтные цепи приборов от высокого напряжения и обеспечить безопасность обслуживания. Измерительные трансформаторы позволяют использовать стандартные измерительные приборы на унифицированные номинальные токи 5 А (реже 1 А) и номинальные напряжения 100 В для измерения больших напряжений, токов и мощностей.

Первичную обмотку 1 трансформатора тока (рисунок 9.2) включают последовательно в цепь измеряемого тока. Ко вторичной обмотке 3 последовательно подключаются токовые цепи измерительных приборов. К отдельной обмотке подключаются токовые цепи устройств релейной защиты и автоматики.

Рисунок 9.2. Схема трансформатора тока

 

Первичная обмотка 1 трансформатора напряжения (рисунок 9.3) включается параллельно в цепь измеряемого напряжения. Цепи приборов подключаются ко вторичной обмотке трансформатора параллельно. Номинальные коэффициенты трансформации определяются как отношения номинальных первичных токов и напряжений к номинальным вторичным.

На основе непрерывно замеряемых значений токов и напряжений формируются значения и остальных параметров режима – частоты, потоков мощности и энергии, которые используются для контроля нормального режима, а также для целей автоматики и защиты от повреждений.

Наиболее опасным видом аварии являются короткие замыкания, возникающие при повреждении изоляции, между обмотками разных фаз или между фазой и землёй. Причиной коротких замыканий могут быть обрывы проводов ЛЭП, схлёстывание проводов и многие другие. Короткие замыкания сопровождаются значительным увеличением токов в повреждённых цепях, что приводит к возникновению огромных механических усилий и значительному выделению тепла в токоведущих частях, и, как следствие, к разрушению электрических установок.

 

Рисунок 9.3 Схема трансформатора напряжения

Для предотвращения необратимых разрушений используется специальная релейная защита, действующая на отключение повреждённых участков электрической цепи. Принцип работы простейшей максимальной токовой защиты поясняет рисунок 9.4.

Источником информации о коротком замыкании является трансформатор тока. В нормальном режиме ток нагрузки, протекая по обмотке реле тока, создаёт небольшое механическое усилие, которого недостаточно для замыкания контакта реле.

Рисунок 9.4 Принципиальная схема релейной защиты:

1–питающая система; 2–выключатель; 3– трансформатор тока;

4– токовое реле; 5–соленоид отключения.

 

При коротком замыкании ток в первичной цепи возрастает в несколько раз, что приводит к пропорциональному росту тока во вторичной обмотке ТТ и срабатыванию реле. Через замкнувшиеся контакты реле подаётся напряжение на катушку отключения выключателя, работа которого приводит к разрыву дуги и отделению повреждённого участка от питающих шин.

Кроме релейной защиты для повышения надёжности электроснабжения и обеспечения качества электроэнергии в энергосистемах широко используется специальная автоматика.

Автоматические регуляторы используются для обеспечения нормального режима путём непрерывного поддержания баланса мощности и частоты, а также уровня напряжения в системе.

Первая задача решается с помощью автоматических регуляторов скорости (АРС), путём изменения впуска энергоносителя в турбину в зависимости от изменения скорости вращения турбогенератора.

Вторая задача решается автоматическим регулятором возбуждения (АРВ), который изменяет ток в обмотке возбуждения синхронного генератора в зависимости от замеренного уровня напряжения на его шинах. Так при снижении напряжения на зажимах генератора регулятор действует на увеличение тока возбуждения.

Для обеспечения надёжной работы электрической системы при повреждениях в электроустановках и электрической сети широко применяются следующие средства противоаварийной автоматики.

Автоматическое повторное включение (АПВ). Значительное число коротких замыканий в воздушных линиях имеет неустойчивый характер и устраняется при снятии напряжения во время отключения повреждённой линии. Автоматическое повторное включение через 1-2 с после отключения в большинстве случаев приводит к восстановлению работы линии.

Автоматический ввод резерва (АРВ). Эта автоматика используется для подключения резервного питания в случае аварийного отключения основного рабочего питания.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). При уменьшении в результате аварии генерирующей мощности на электростанциях нарушается баланс мощностей, что приводит к снижению частоты в системе и снижению качества электроэнергии. Автоматическое отключение части неответственных потребителей позволяет восстановить баланс мощности и сохранить достаточный уровень частоты в системе.

Наряду с автоматическими устройствами в каждой энергосистеме организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей.

Задачами оперативно-диспетчерского управления являются:

· планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей в соответствии с условиями и положениями заключенных договоров;

· планирование и подготовка ремонтных работ;

· обеспечение надёжности функционирования энергосистемы;

· выполнение требований к качеству электрической и тепловой энергии;

· обеспечение экономичности работы энергосистем.

Для выполнения функций оперативно-диспетчерского управления во всех энергосистемах созданы центральные диспетчерские службы (ЦДС).

Первая диспетчерская служба (ДС) была создана в 1923 г. в Московской энергосистеме, затем в Ленинграде (1926 г.), в Донбасской энергосистеме (1930 г.). Первые ДС на Урале были созданы в Свердловском, Челябинском и Пермском районах. В 1932 г. создаётся Централизованное диспетчерское управление энергосистемой Урала при сохранении в работе ДС в районах. Таким образом, на Урале впервые в СССР диспетчерское управление энергосистемой стало двухуровневым.

Работы по автоматизации системы диспетчерского управления получили развитие в 70-е годы, когда были приняты решения о создании отраслевой автоматизированной системы управления – ОАСУ «Энергия».

Упрощённая схема автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) показана на рисунок 9.5. Здесь на участке сбора информации указаны устройства телемеханики (УТМ), без которых невозможна передача информации от объектов энергосистемы в диспетчерские службы.

 

Рисунок 9.5 Схема АСДУ

Первые опыты использования телемеханики в системах Уралэнерго относятся к 1943–1945 гг. В 1944 г. в Челябэнерго работало несколько устройств телеизмерения на аппаратуре местного изготовления. К 1 января 1957 года в энергосистемах Урала имелось 19 телеуправляемых подстанций.

Сегодня объёмы телеметрии, поступающие на диспетчерские пункты энергосистем, составляют 3000–10000 телеизмерений и 8000–20000 телесигнализаций.

Для обработки информации используются современные ЭВМ. Результаты обработки телеметрии в наглядной форме отображаются с помощью различных технических средств. Результаты анализа режимов работы, полученные с помощью ЭВМ, используются сегодня как советы диспетчеру для принятия обоснованных решений по управлению работой объектов энергосистемы.

Для расчёта режимов используются математические модели, которые формируются на основе методов анализа электрических цепей. В основе этих методов лежат известный закон Ома и правила Кирхгофа, которыми будущий инженер должен уметь пользоваться уже сегодня на пороге освоения теоретических основ электротехники и специальных дисциплин. Разработка и эксплуатация средств автоматизации требует умения описывать алгоритмы и программировать их для реализации на микропроцессорах и вычислительных машинах.. Сегодня для разработки систем автоматизации, описания и отладки алгоритмов созданы различные программные системы и программно-технические комплексы.. Ниже будут рассмотрены основы методики использования системы графического программирования LabVIEW в учебном процессе и в самостоятельной исследовательской работе.