1.4. Национальная энергетическая компания (нэк) «Укрэнерго» - основа оэс Украины

НЭК «Укрэнерго» представляет собой государственное предприятие, в состав которого на правах обособленных структурных единиц входят восемь электроэнергетических систем (Днепровская, Донбасская, Западная, Крымская, Северная, Юго-Западная, Южная, Центральная). Эксплуатацию и ремонт электрической сети осуществляют 32 МЭС (магистральные электрические сети), входящие в состав вышеупомянутых энергосистем.

Технологической основой электроэнергетики Украины является объединенная электроэнергетическая система, которая осуществляет централизованное энергоснабжение собственных потребителей и взаимодействует с энергосистемами соседних государств, обеспечивая экспорт, импорт и транзит электроэнергии по своим системообразующим линиям электропередачи.

Основной системообразующей сетью ОЭС Украины является сеть 220-750 кВ, формирование которой было начато в начале 60 годов прошлого столетия. Все электростанции Украины (ТЭС, АЭС, ГЭС и ТЭЦ) работают параллельно на общую электрическую сеть, обеспечивающую выдачу их мощности.

Системообразующая электрическая сеть Украины - это 131 подстанция 220-750 кВ и линии электропередачи такого же класса напряжения общей протяженностью свыше 22 тыс. км.

ОЭС Украины имеет электрические связи с соседними государствами линиями электропередачи напряжением 110-750 кВ:

- с ОЭС CENTREL стран Восточной Европы – по сетям 750, 400 и 220 кВ;

- с ЕЭС России – по сетям 750, 500, 330, 220 и 110 кВ и линии постоянного тока 400 кВ;

- с ЕЭС Белоруссии и ЕЭС Молдовы – по сетям 330 и 110 кВ.

Основным и наиболее специфическим инструментом управления сложными динамическими системами, к которым относится ОЭС Украины, есть автоматизированная система диспетчерского управления - АСДУ, которая обеспечивает решение в интерактивном режиме задач планирования режимов, управления технологическими процессами, оперативного и автоматического управления.

АСДУ ОЭС Украины построена и развивается с учетом существующей структуры диспетчерского управления, которая основана на централизованно-ступенчатом (иерархическом) принципе.

Верхний уровень управления НЭК «Укрэнерго» оснащен системой управления SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) разработки фирмы ALSTOM (Франция). Начаты работы по унификации SCADA - систем нижних уровней управления.

1.5. Основные понятия, характеризующие процессы в ээс. Взаимосвязь частоты и активной мощности

Рассмотрим основные понятия, характеризующие процессы в ЭЭС, при нарушении и восстановлении баланса активной мощности.

Мощность электрической цепи, которая определяет производство или потребление электроэнергии в единицу времени, равна

(1.1)

где - мгновенные значения мощности, напряжения и тока электрической цепи соответственно.

Если напряжение и ток изменяются по гармоническому закону, что имеет место в промышленной энергетике, то мощность имеет две составляющие – постоянную, не зависящую от времени, и гармоническую, изменяющуюся с двойной частотой:

(1.2)

Необратимые процессы производства и потребления электроэнергии определяются постоянной составляющей в соотношении (1.2) т.е., , поскольку переменная составляющая не оказывает влияния на технологический процесс потребления электроэнергии из-за его инерционности. В связи с этим, при рассмотрении электромеханических и электромагнитных процессов ЭЭС используется понятие средней за период сети Т или активной мощности Р, которая равна:

(1.3)

Для трехфазной сети активная мощность определяется суммой активных мощностей трех фаз.

Изменение частоты в ЭЭС зависит именно от ее активной мощности.

Рассмотрим простейший вариант, когда первичный двигатель (гидро- или паровая турбина, дизельный агрегат) и синхронный генератор, имеющие общий вал, работают на изолированную нагрузку.

Рис. 1.2. Модель простейшей энергосистемы:

Т – турбина; Г – генератор; Н – нагрузка; РК – регулирующий клапан; АРЧВ – автоматический регулятор частоты вращения турбины

Динамическое движение такой системы описывается следующим дифференциальным уравнением:

(1.4)

где ω – круговая частота вращения ротора Т и Г;

J – момент инерции вращающихся масс турбины и генератора;

М_Т – движущий момент на валу Т;

М_Г – момент генератора, определяемый его электрической нагрузкой.

Умножим обе части уравнения (1.4) на некоторое начальное значение частоты ω₀ и перейдем к относительным единицам.

Тогда

, (1.5)

где

- номинальная мощность генератора.

Величину обозначим через Т_А. Поскольку она имеет размерность времени и определяется инерционными свойствами агрегатов, величину Т_А называют инерционной постоянной времени агрегата. Для современных турбоагрегатов она составляет 10-12 с, а для гидроагрегатов 7-8 с.

Окончательно соотношение (1.5) принимает вид:

(1.6)

Из уравнения (1.6) следует, что скорость вращения турбины и генератора, а, следовательно, и частота напряжения генератора, остаются неизменными, когда мощность турбины равна электрической мощности генератора , определяемой его нагрузкой, т.е. когда . Если (избыток генерируемой мощности), то и частота агрегата растет. В другом случае, когда (дефицит мощности), частота агрегата снижается. Разность мощностей Т и Г (нагрузки) называется небалансом мощности.

К подобной модели могут быть приведены электрическая станция, ЭЭС, ОЭС либо их отдельные части.

Рассмотрим процесс изменения частоты в энергосистеме, представляя ее эквивалентным агрегатом по выражению (1.6) и рис.1.2. Предположим вначале, что мощность турбины и мощность генератора , а следовательно и мощность нагрузки не зависят от частоты.

В случае нарушения баланса мощностей в выражении (1.6) из-за увеличения мощности потребителей, появится некоторая величина . В этом случае интегрируя выражение (1.6), получим:

(1.7)

где - начальная частота в энергосистеме в момент возникновения дефицита .

Из (1.7) следует, что, как бы ни был мал дефицит мощности в ЭЭС, частота в ней будет монотонно снижаться, приводя к обязательному погашению системы.

Если небаланс мощности возник из-за отключения части нагрузки, то , знак второго члена в (1.7) изменится на противоположный и частота в ЭЭС будет монотонно возрастать – это также приведет к нарушению нормальной работы последней.

Следовательно, при идеализированном представлении частотных характеристик Т и Г (нагрузки) независящими от частоты, устойчивая работа ЭЭС невозможна.

В реальных условиях частотные характеристики генерирующей части ЭЭС и потребителей таковы, что мощность турбин возрастает, а мощность потребителей снижается при уменьшении частоты; при увеличении частоты – наоборот, мощность турбин снижается, а мощность потребителей возрастает. Подобные частотные зависимости способствуют ликвидации возможного небаланса мощности и восстановлению равенства генерируемой и потребляемой мощностей и стабилизации частоты. Эти частотные свойства получили название саморегулирования или самовыравнивания энергосистемы. Самовыравнивание и обеспечивает устойчивую работу последней. При чем в этом случае баланс (равенство) мощностей устанавливается при другом установившемся значении частоты, отличающимся от исходного значения частоты в момент возникновения небаланса мощности.

Мощность турбины является некоторой функцией, в общем случае, нелинейной, частоты. Причем зависит также и от других параметров, например, давления острого пара перед турбиной и его температуры, вакуума в конденсаторе для паровых турбин, напора и расхода воды и т.п. для гидротурбин. Мощность генератора определяется мощностью нагрузки (потребителей), которые по своим частотным характеристикам могут быть разделены на несколько групп. Следовательно:

где П₁, П₂.....П_Г1, П_Г2... – некоторые параметры, определяющие мощности турбины и генератора соответственно.