Помощь студентам в учебе
АНАЛИЗ ВНЕДРЕНИЯ ГРУППОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА ВОЛЖСКОЙ ГЭС
|
АННОТАЦИЯ 2
ВВЕДЕНИЕ 6
1. Групповое регулирование напряжения и реактивной мощности 9
1.1 Регулирование напряжения в энергосистеме путем изменения реактивной
мощности 9
1.2 Централизованное и местное регулирование напряжения в электрической
системе. Групповое регулирование 12
1.3 Система управления режимом электрических систем при групповом
регулировании 13
1.4 Групповое регулирование напряжения и реактивной мощности на ГЭС 16
2 Расчет режимов Волжской ГЭС 24
2.1 Построить графики Р = f8И Q = f8,электромагнитной мощности станции для
случаев 25
2.1.1 Для АРВ без группового управления возбуждением 28
2.1.2 Для АРВ с групповым управлением возбуждения 29
2.2 Коэффициент запаса станции, по статической устойчивости 31
2.2.1 Без группового управления возбуждением 3 1
2.2.2 С групповым управлением возбуждения 32
2.3 Расчёт характеристик Р = f812 , Q = f812и придел передаваемой мощности
системы при представлении нагрузки сопротивлением Zн 33
2.4 Исследование влияния на коэффициент запаса КЗ различных факторов 38
2.4.1 Зависимость коэффициента запаса от длины линии 38
2.4.2 Зависимость коэффициента запаса от переходного сопротивления
генераторов x'd 40
2.4.3 Зависимость коэффициента запаса от cos^H нагрузки. Расчет произведен
на примере cos^H=0,9 43
2.5 Распределение реактивной нагрузки между параллельно работающими
генераторами 45
2.5.1 Генераторы блочных трансформаторов 220 кВ включены на сборные шины 45
2.5.2. Групповое управление возбуждением генераторов 48
2.6 Основные технические решения 52
3 Экономическая эффективность от внедрения группового регулирования
напряжения и реактивной мощности 62
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 64
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 65
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 66
ВВЕДЕНИЕ 6
1. Групповое регулирование напряжения и реактивной мощности 9
1.1 Регулирование напряжения в энергосистеме путем изменения реактивной
мощности 9
1.2 Централизованное и местное регулирование напряжения в электрической
системе. Групповое регулирование 12
1.3 Система управления режимом электрических систем при групповом
регулировании 13
1.4 Групповое регулирование напряжения и реактивной мощности на ГЭС 16
2 Расчет режимов Волжской ГЭС 24
2.1 Построить графики Р = f8И Q = f8,электромагнитной мощности станции для
случаев 25
2.1.1 Для АРВ без группового управления возбуждением 28
2.1.2 Для АРВ с групповым управлением возбуждения 29
2.2 Коэффициент запаса станции, по статической устойчивости 31
2.2.1 Без группового управления возбуждением 3 1
2.2.2 С групповым управлением возбуждения 32
2.3 Расчёт характеристик Р = f812 , Q = f812и придел передаваемой мощности
системы при представлении нагрузки сопротивлением Zн 33
2.4 Исследование влияния на коэффициент запаса КЗ различных факторов 38
2.4.1 Зависимость коэффициента запаса от длины линии 38
2.4.2 Зависимость коэффициента запаса от переходного сопротивления
генераторов x'd 40
2.4.3 Зависимость коэффициента запаса от cos^H нагрузки. Расчет произведен
на примере cos^H=0,9 43
2.5 Распределение реактивной нагрузки между параллельно работающими
генераторами 45
2.5.1 Генераторы блочных трансформаторов 220 кВ включены на сборные шины 45
2.5.2. Групповое управление возбуждением генераторов 48
2.6 Основные технические решения 52
3 Экономическая эффективность от внедрения группового регулирования
напряжения и реактивной мощности 62
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 64
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 65
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 66
Передача и распределение электрической энергии осуществляется, в основном, с помощью линий электропередач переменного тока. Основой электрической сети России является Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), которая формирует Единую энергосистему страны, объединяя на параллельную работу крупные электростанции и узлы нагрузки, и обеспечивая параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами других стран.
Электрическая сеть ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений:110-220-500-1150 кВ и 110 (154)-330-750 кВ. Сети напряжением 500-750 кВ являются основой ЕЭС и выполняют системообразующие и межсистемные функции. Электрические сети этих напряжений обеспечивают выдачу мощности крупнейших электростанций страны, электроснабжение крупных нагрузочных узлов и наиболее энергоемких промышленных потребителей, а также межсистемные и межгосударственные потоки мощности и электроэнергии. Электрические сети напряжением 220 и 330 кВ широко используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов и отдельных потребителей. В некоторых энергосистемах страны (например ОЭС Востока) сети этих напряжений выполняют системообразующие функции [2-4].
По мере развития ЕЭС России были выявлены основные проблемы, некоторые из которых, остаются актуальными и в настоящее время. К таким проблемам относят: недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих линий электропередачи, ограничивающая возможности обмена мощностями между энергосистемами;
-наличие ограничений по выдаче мощности ряда электростанций;
-неоптимальное распределение потоков мощности по линиям разного класса напряжения и, как следствие, недоиспользование сетей более высокого класса напряжения;
- недостаточная гибкость управления потоками мощности и уровнями напряжения в электрических сетях; проблема устойчивой работы генераторов электростанций.
Перечисленные выше проблемы сетей переменного тока также возникали в энергосистемах стран всего мира. В связи с чем, при формировании больших энергообъединений принимались меры, направленные на их разрешение.
Решение этих проблем осуществлялось за счет строительства новых линий электропередачи, широкого использования автоматического управления и противоаварийной автоматики, а также применением различных управляемых устройств компенсации реактивной мощности [21-28].
Важной особенностью электроэнергетики является централизация производства электроэнергии и децентрализованного ее потребления. В России эта черта имеет особо острый характер, так как параллельная работа электростанций и потребителей осуществляется на громадной территории.
Транспорт электроэнергии, как правило, осуществляется по электрическим сетям высоких классов напряжения, имеющим сложную структуру. При этом, в России расстояния между пунктами выработки и потребления электроэнергии достаточны велики, по сравнению с европейскими странами.
Из-за значительной протяженности линий электропередачи (длина которых может достигать до 500 км и более) и ограниченным внедрением управляемых средств компенсации реактивной мощности возникали проблемы устойчивой работы энергосистем, что потребовало внедрение новых решений.
В 50-х годах ведущими отечественными специалистами были разработаны принципы и осуществлено повсеместное внедрение автоматического регулирования возбуждения (АРВ) синхронных генераторов (в том числе и сильного действия). А позднее разработаны и внедрены устройства, группового регулирования возбуждением и группового регулирования напряжения и реактивной мощности позволившее исключить влияние внутренних сопротивлений генераторов на пропускную способность примыкающей к ним сети переменного тока и улучшить устойчивость работы системы
Электрическая сеть ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений:110-220-500-1150 кВ и 110 (154)-330-750 кВ. Сети напряжением 500-750 кВ являются основой ЕЭС и выполняют системообразующие и межсистемные функции. Электрические сети этих напряжений обеспечивают выдачу мощности крупнейших электростанций страны, электроснабжение крупных нагрузочных узлов и наиболее энергоемких промышленных потребителей, а также межсистемные и межгосударственные потоки мощности и электроэнергии. Электрические сети напряжением 220 и 330 кВ широко используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов и отдельных потребителей. В некоторых энергосистемах страны (например ОЭС Востока) сети этих напряжений выполняют системообразующие функции [2-4].
По мере развития ЕЭС России были выявлены основные проблемы, некоторые из которых, остаются актуальными и в настоящее время. К таким проблемам относят: недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих линий электропередачи, ограничивающая возможности обмена мощностями между энергосистемами;
-наличие ограничений по выдаче мощности ряда электростанций;
-неоптимальное распределение потоков мощности по линиям разного класса напряжения и, как следствие, недоиспользование сетей более высокого класса напряжения;
- недостаточная гибкость управления потоками мощности и уровнями напряжения в электрических сетях; проблема устойчивой работы генераторов электростанций.
Перечисленные выше проблемы сетей переменного тока также возникали в энергосистемах стран всего мира. В связи с чем, при формировании больших энергообъединений принимались меры, направленные на их разрешение.
Решение этих проблем осуществлялось за счет строительства новых линий электропередачи, широкого использования автоматического управления и противоаварийной автоматики, а также применением различных управляемых устройств компенсации реактивной мощности [21-28].
Важной особенностью электроэнергетики является централизация производства электроэнергии и децентрализованного ее потребления. В России эта черта имеет особо острый характер, так как параллельная работа электростанций и потребителей осуществляется на громадной территории.
Транспорт электроэнергии, как правило, осуществляется по электрическим сетям высоких классов напряжения, имеющим сложную структуру. При этом, в России расстояния между пунктами выработки и потребления электроэнергии достаточны велики, по сравнению с европейскими странами.
Из-за значительной протяженности линий электропередачи (длина которых может достигать до 500 км и более) и ограниченным внедрением управляемых средств компенсации реактивной мощности возникали проблемы устойчивой работы энергосистем, что потребовало внедрение новых решений.
В 50-х годах ведущими отечественными специалистами были разработаны принципы и осуществлено повсеместное внедрение автоматического регулирования возбуждения (АРВ) синхронных генераторов (в том числе и сильного действия). А позднее разработаны и внедрены устройства, группового регулирования возбуждением и группового регулирования напряжения и реактивной мощности позволившее исключить влияние внутренних сопротивлений генераторов на пропускную способность примыкающей к ним сети переменного тока и улучшить устойчивость работы системы
В рамках поставленной задачи диссертационной работы проведён анализ внедрения группового регулирования напряжения и реактивной мощности ПАО «РусГидро-Волжская ГЭС».
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
1. Исследованы режимы работы электрической схемы «Волжской ГЭС»;
2. Проанализированы режимы работы электрической схемы «Волжской ГЭС». Выявлено что при внедрении ГРНРМ произойдет увеличение коэффициента устойчивости не только на станции, а также в узлах Волгоградской энергосистемы.
3. Предложен блок модели алгоритмов, положенных в основу функционирования автоматизированной системы оптимального распределения реактивной нагрузки между энергетическим оборудованием электростанции. Внедрение этой системы на производственном объекте обеспечивает экономический эффект порядка 7 млн. 305тыс. рублей в год. Срок окупаемости 2 года 3 месяца.
Следовательно, применение группового регулирования напряжения и реактивной мощности является выгодным с экономической точки зрения. Применение ГРНРМ является решением проблемы регулирования напряжения на шинах станции равномерного распределения реактивной мощности работающих генераторов, а также повышение устойчивости энергообъекта в целом.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
1. Исследованы режимы работы электрической схемы «Волжской ГЭС»;
2. Проанализированы режимы работы электрической схемы «Волжской ГЭС». Выявлено что при внедрении ГРНРМ произойдет увеличение коэффициента устойчивости не только на станции, а также в узлах Волгоградской энергосистемы.
3. Предложен блок модели алгоритмов, положенных в основу функционирования автоматизированной системы оптимального распределения реактивной нагрузки между энергетическим оборудованием электростанции. Внедрение этой системы на производственном объекте обеспечивает экономический эффект порядка 7 млн. 305тыс. рублей в год. Срок окупаемости 2 года 3 месяца.
Следовательно, применение группового регулирования напряжения и реактивной мощности является выгодным с экономической точки зрения. Применение ГРНРМ является решением проблемы регулирования напряжения на шинах станции равномерного распределения реактивной мощности работающих генераторов, а также повышение устойчивости энергообъекта в целом.