Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС

Планирование энергетических режимов содержит в себе также определение резервов мощности, так как для существования режима нужен баланс мощностей в хоть какой момент времени (тем паче что при параллельной работе ЭЭС разных стран нарушение баланса в какой-то из них приводит к отклонениям от плана обменных мощностей и отклонению частоты Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС, которая является общим параметром) и на этот баланс оказывают влияние разные случайные причины: погрешности прогноза употребления, аварийные и (либо) обязанные отключения энергоблоков (с учётом длительности этих отключений).

Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования (первичный резерв), резерв вторичного регулирования (вторичный резерв Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС) и третичный резерв.

Первичное регулирование (ПР) заключается в том, что при отклонении частоты, вызванном случайным нарушением баланса активных мощностей, участвующие в ПР энергоблоки меняют свою генерацию под действием первичных регуляторов, обеспечивая резвое восстановление баланса и соответственно частоты. ПР, будучи по собственному нраву пропорциональным, регулирует частоту со статизмом, причём роль Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС каждого энергоблока определяется его резервом и его настраиваемым статизмом , где – соответственно номинальная частота и её отклонение, номинальная мощность блока и её отклонение под действием ПР. Первичный резерв энергоблока – это часть спектра регулирования от текущей до наибольшей мощности (беря во внимание ограничитель). Различают также резерв на понижение Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС мощности – от текущей до малой мощности блока.

Суммарный первичный резерв энергообъединения согласовывается и распределяется меж партнерами пропорционально суммарной мощности крутящихся генераторов и соответствует такому небалансу активной мощности (а именно, наибольшему нормативному), при котором отклонение частоты в квазиустановившемся послеаварийном режиме не превосходит данного согласованного значения. При всем этом нормируется также время Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС ввода первичного резерва при наивысшем небалансе мощности (10-ки секунд). Обозначенное равносильно требованию иметь кажущийся (обобщенный) статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объединения, исходя из догадки её изолированной работы, более данного , где – частота ЭЭС перед возмущением, квазистационарное отклонение частоты, аварийный небаланс мощности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед возмущением. Кажущийся Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС статизм ЭЭС определяется также регулирующим эффектом нагрузки по частоте.

Вторичное регулирование (ВР) частоты и мощности либо регулирование сальдо ЭЭС с корректировкой по частоте повлияет на изменение генерации аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтоб её системный параметр регулирования возвратился к нулю, т.е. , где – отклонение сальдо мощности ЭЭС от планового в итоге возмущения Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС; – коэффициент частотной статической свойства ЭЭС; – отклонение частоты в объединении. ВР осуществляется пропорционально-интегральным центральным регулятором ЭЭС, но может производиться и вручную, зачем довольно обеспечить вычисление в темпе процесса отличия регулирования. Из выражения для отличия регулирования видно, что в случае изолированно работающей ЭЭС ВР сводится к астатическому Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС регулированию частоты. Подчеркивается, что при правильном определении в неаварийных ЭЭС значение отличия регулирования остается равным нулю, потому что мощность первичного регулирования (1-ый член) равна по величине частотной корректировки (2-ой член) и обратно по знаку.

Резерв вторичного регулирования нужен для компенсации утраты самого большого энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений нагрузки, потому на Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС крутых участках графика употребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд советов по определению вторичного резерва. В ЕЭС Рф в текущее время он не нормирован. Вторичный резерв должен вводиться в течение 5–15 мин, потому он может быть размещен на крутящихся агрегатах, на готовых к пуску либо переводу в Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, также может быть куплен (продан) у примыкающих ЭЭС. Для случаев вероятных аварийных избытков мощности нужно предугадать вторичный резерв на понижение, что может представлять трудности в часы провала дневного графика нагрузки.

Третичное регулирование мощности – это рассредотачивание мощности меж энергоблоками и (либо) электрическими Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС станциями, участвующими во вторичном регулировании, с целью обеспечения своевременного и достаточного объёма вторичного резерва и рационального его размещения.

Третичный резерв нужен для восстановления вторичного резерва, и он должен вводиться по мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин. Но третичное регулирование может длиться после чего с целью оптимизации размещения Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС вторичного резерва. Третичный резерв, как и вторичный, может покупаться и продаваться, часть резерва может быть организована несколькими примыкающими ЭЭС для следующего совместного использования. Потому что возможность одновременных аварий невелика, часть его может быть организована оковём заключения соответственного договора со специфичными потребителями, часть нагрузки которых может быть отключена на некоторое Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС количество дней взамен на понижение тарифа в течение года.

Значимой особенностью ВР в ЕЭС Рф, представляющей собой протяженную структуру с относительно слабенькими связями меж регионами, является функция ограничения перетоков мощности в контролируемых сечениях в составе ЦКС АРЧМ (центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности), расположенной в ЦДУ Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС ЕЭС Рф.

Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС как целого осуществляется также с учётом ограничения пропускной возможности сетей. Эти ограничения вынуждают иметь вторичный резерв в каждой ОЭС.


* Замыкающие издержки – переменные издержки на создание последнего кв часа, нужного для покрытия нагрузки. Больше нагрузка – наименее экономичен последний энергоблок, привлекаемый к Резервы генерирующей мощности при управлении режимами ЭЭС покрытию нагрузки и напротив. Более того, подъем провальной части графика улучшает экономические характеристики разгруженных блоков.


reviziya-raschetov-s-postavshikami-i-podryadchikami.html
revizor-referat.html
revizskaya-skazka-1858-goda.html