11. Режимы работы электрических сетей в составе энергосистемы 11. 1. Общие сведения о работе электрических систем Объединение ряда электрических станций посредством электрических сетей делает возможной их совместную работу в электрической системе и обеспечивает общность режимов работы электростанций и сетей по производству и распределению электрической энергии.
• Общность режимов, создаваемая в рамках единой электрической системы дает последней весьма значительные преимущества по сравнению со способом производства электроэнергии изолированными, не связанными между собой электростанциями. Главнейшие из этих преимуществ таковы:
• а)снижение максимума суммарного по системе графика нагрузки по сравнению с суммой максимумов отдельных (изолированных) электростанций из-за различия в характере присоединенных к электростанциям нагрузок; это снижение суммарного максимума особенно велико при объединении друг с другом линиями передачи нескольких электрических систем, расположенных примерно на одной географической широте (благодаря различиям в поясном времени);
• б) укрупнение единичных мощностей агрегатов на электростанциях путем установки в крупных и объединенных системах генераторов мощностью по 300— 800 Мвт и выше; с укрупнением мощности, как известно, уменьшается стоимость сооружения электростанций и их эксплуатации;
• в) уменьшение установленной мощности в системах и объединениях за счет снижения резерва мощности, который в данном случае является общим для всех электростанций; резерв в 10— 15% от установленной мощности в крупной энергосистеме достаточен для замещения любого агрегата;
• г) приближение электростанций к энергетическим источникам (водным ресурсам, запасам местного низкокалорийного топлива); • д) экономически целесообразное распределение нагрузок между электростанциями с преимущественным использованием наиболее экономичного оборудования в основе (базисе) графика нагрузки; • е) повышение надежности электроснабжения потребителей, присоединенных к сетям, питающимся от разных источников.
• Вместе с тем объединение электрических станций в крупные энергетические системы вносит в эксплуатацию электрохозяйства некоторые усложнения, связанные с необходимостью обеспечивать надлежащее качество отпускаемой электроэнергии, надежность и экономичность работы всех звеньев системы. К числу задач, возникающих в связи с объединением электростанций в мощные энергосистемы, относятся:
• а) регулирование напряжения в сетях, связанное с перераспределением реактивной мощности в линиях сети и между электростанциями; • б) регулирование частоты и связанное с этим перераспределение активной мощности в системе; • в) экономическое распределение потоков активной и реактивной мощностей в сложных сетях системы, связанное со снижением потерь электрической энергии в сетях;
• г) обеспечение устойчивой параллельной работы электростанций, соединенных друг с другом линиями передачи большой протяженности; • д) быстрая ликвидация ненормальных режимов в системе и т. д.
11. 2. Регулирование напряжения в электрических сетях • Электрическая нагрузка большинства потребителей непрерывно изменяется в течение суток и года. Так, отношение минимальной суммарной нагрузки зимнего суточного графика нагрузки к его максимальной величине составляет около 0, 5 для районов с крупной промышленностью и 0, 3 или даже меньше для районов с менее развитой промышленностью.
• Изменение нагрузки у потребителей или изменение сопротивления электрической сети вследствие, например, отключения одного из двух параллельно работающих трансформаторов или одной из двух параллельно работающих линий приводит к изменению потери напряжения в сетях и к отклонению напряжения у приемников электрической энергии, что оказывает значительное влияние на работу последних (c 4. 1).
• При снижении напряжения в каком-либо пункте сети реактивная мощность, потребляемая нагрузкой, вначале уменьшается главным образом в виду уменьшения намагничивающей мощности асинхронных двигателей и трансформаторов. Но дальнейшее снижение напряжения (на 20% и более) приводит к тому, что сильнее начинают сказываться возрастание потерь реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях асинхронных электродвигателей, трансформаторов и линий передачи, а также снижение зарядной мощности последних.
• А это влечет за собой еще большее увеличение потерь напряжения в сети и, как следствие, остановку электродвигателей и нарушение нормального электроснабжения. Этот процесс носит название лавины напряжения. Появлению лавины напряжения способствуют повышенные индуктивные сопротивления питающих нагрузку линий и недостаточно эффективное возбуждение генераторов.
• С изменением напряжения, хотя и в меньшей степени, изменяется и активная мощность нагрузки, главным образом за счет изменения потребления ее бытовыми приборами и дуговыми печами. На рис. 11 -1 приведены указанные зависимости изменения активной и реактивной мощностей от напряжений для сети энергосистемы с преимущественно промышленной нагрузкой.
• Как указывалось в 4. 1. , напряжение у потребителей при любых условиях нагрузки и состояниях сети, кроме аварийных, должно поддерживаться на уровне номинального, с отклонением от этого уровня не более чем на ± 5%. Лишь в отдельных случаях (например, для электродвигателей собственных нужд электростанций) ПУЭ допускают повышение напряжения до + 10%.
• Для поддержания напряжения в нужных пределах применяют его регулирование тем или иным способом в разных точках электрической системы.
• Ввиду того, что отдельные потребители имеют различные суточные графики нагрузки и присоединены к центрам питания линиями различной длины, наиболее эффективным было бы местное регулирование напряжения у каждого потребителя. Однако практически это неосуществимо по техникоэкономическим причинам, и поэтому, как правило, применяют централизованное регулирование, обеспечивающее поддержание заданного уровня напряжения на шинах станции или подстанции, к которым присоединены линии, питающие нагрузку ряда потребителей.
• Суточный график регулируемого напряжения при централизованном регулировании задают с таким расчетом, чтобы отклонение напряжения у приемников в любое время суток находилось в пределах допустимых значений. Это приводит к необходимости осуществлять так называемое встречное регулирование напряжения, при котором на шинах электростанции и на вторичных шинах понизительных подстанций с первичным напряжением 35 кв и выше в часы максимума нагрузки поддерживают повышенное, а в часы минимума нагрузки — пониженное напряжение.
• Это компенсирует увеличение потери напряжения в сети при максимальных нагрузках и уменьшение — при регулировании напряжения, минимальных.
• В нормальном режиме работы энергосистемы на шинах электростанций и на шинах вторичного напряжения понизительных подстанций должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения в пределах от 0 до + 5% от номинального напряжения сети.
• Отнесение этих величин к номинальному напряжению шин, которое принимается на 5% выше номинального напряжения питаемой сети, показывает, что в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах питающего центра должно поддерживаться на уровне номинального (т. е. 6, 3 или 10, 5 к. В), а в режиме минимальных нагрузок - до 5% ниже номинального напряжения шин, т. е. 6, 0 или 10 к. В (рис. 11 -2).
• В тех случаях, когда на центре питания находится дежурный персонал или имеется автоматическое устройство для регулирования напряжения с компенсацией потери напряжения в сети в зависимости от величины нагрузки источников питания, график напряжения на шинах ЦП будет, изменяясь ступенями, непрерывно следовать за изменениями графика нагрузки.
• Естественно, что централизованное регулирование напряжения может быть эффективным только в том случае, если все потребители регулируемых шин центра питания имеют идентичные суточные графики нагрузки. Поэтому потребители с отличным от общего графиком нагрузки должны иметь, кроме того, местное регулирование напряжения.
• Улучшая качество потребляемой электроэнергии, регулирование напряжения обеспечивает повышение производительности механизмов и снижение брака выпускаемой продукции на ряде производств, улучшает условия и производительность труда работающих, а также приводит к уменьшению потерь электроэнергии в сетях и к повышению пропускной способности линий передачи, питающих нагрузку, если эта пропускная способность ограничивается уровнем напряжения у потребителя.
• Централизованное регулирование напряжения можно осуществлять, изменяя: • а) напряжение генераторов на электростанциях; • б) коэффициент трансформации регулируемых под нагрузкой силовых и вольтодобавочных трансформаторов и линейных регулировочных автотрансформаторов; • в) параметры питающей сети; • г) величину реактивной мощности, протекающей в линиях.
• Местное регулирование напряжения можно проводить, изменяя коэффициент трансформации регулируемых под нагрузкой силовых трансформаторов малой мощности, устанавливаемых у потребителей (60— 630 к. ВА, 6— 35 к. В). Местное регулирование напряжения возможно также с помощью линейных регулировочных автотрансформаторов небольшой проходной мощности напряжением 6 -35 к. В (типа ЛТМ), устанавливаемых последовательно с нерегулируемыми силовыми трансформаторами.
• Снижение колебаний уровня напряжения достижимо, кроме того, изменением величины потребляемой электроустановками реактивной мощности. Для этого изменяют число отключенных секций конденсаторных установок и величину возбуждения синхронных электродвигателей (см. 5. 2. и 5. 4. ).
• Применение в фабрично-заводских установках более крупных линейных автотрансформаторов и секционированных батарей конденсаторов позволяет осуществлять групповое регулирование напряжения по цехам или по предприятию в целом. • Рассмотрим некоторые из названных способов.
• Регулирование напряжения в сетях посредством изменения напряжения генераторов на электростанциях • Современные генераторы могут работать с номинальной мощностью и номинальным коэффициентом мощности при изменении напряжения на зажимах генератора в пределах ± 5% от номинального.
• При изолированной работе электростанции на местную сеть (фабрично-заводские и небольшие коммунальные электростанции) встречным регулированием напряжения на шинах электростанций обычно удается обеспечить напряжение у потребителей на допустимом уровне при изменении напряжения генераторов в пределах от 0 до 5% от номинального.
• В электрических системах с несколькими электростанциями регулирование напряжения затруднено тем, что напряжения отдельных точек сети зависят не только от работы той или другой электростанции, но и от распределения активной и реактивной мощностей между ними. Тем не менее встречное регулирование напряжения в сетях энергосистем посредством изменения напряжения генераторов электростанций широко используется наряду с другими методами регулирования как вспомогательное средство, значительно облегчающее задачу поддержания заданного уровня напряжения в сети.
• На генераторах, работающих в блоке с повысительными трансформаторами, обычно используют полный возможный предел изменения напряжения генераторов, допуская отклонение напряжения у электродвигателей собственных нужд электростанций на ( + 10, -5) % от номинального. Регулирование напряжения на генераторах, работающих на шины генераторного напряжения с присоединенной к ним нагрузкой потребителей, производится в меньших пределах.
• Объясняется это тем, что режимы работы потребителей, присоединенных к различным линиям, могут значительно отличаться друг от друга, и глубокое, общее для всех потребителей, регулирование напряжения окажется в этом случае неприемлемым для части из них
• Регулирование напряжения в сетях посредством изменения коэффициента трансформации трансформаторов и вольтодобавочных трансформаторов • Изменить коэффициент трансформации можно, переключая ответвления, имеющиеся на обмотках высшего и среднего напряжений трансформаторов. Эти ответвления позволяют изменять коэффициент трансформации в пределах ± 2 х2, 5% для крупных и ± 5% для мелких не регулируемых под нагрузкой трансформаторов.
• Этот способ не может, однако, служить для регулирования суточных отклонений напряжения, так как изменять коэффициент трансформации можно только у трансформатора, отключенного от сети. Поэтому каждое переключение ответвлений, например на одно-трансформаторных подстанциях, связано с перерывами в электроснабжении.
• Надлежащий коэффициент трансформации на длительный сезонный период работы трансформатора выбирают, исходя из полученного расчетом напряжения на шинах и требуемого уровня напряжения для соответствующего расчетного режима (см. пример 9 -3).
• Для получения наименьших предельных отклонений напряжения надо выбрать такой коэффициент трансформации, чтобы среднее арифметическое значение из полученных расчетных напряжений на шинах низшего напряжения в максимальном и минимальном режимах (приведенных к шинам высшего напряжения) Uў макс и Uмин равнялось требуемому среднему уровню напряжения на шинах Uср. ур, т. е.
• (Uў макс + Uмин)Kт. Uср. ур/2, • где Кт - искомый коэффициент трансформации; • Uср. ур - среднее арифметическое из номинальных напряжений на шинах низшего напряжения приемной подстанции в максимальных и минимальных режимах (например, 6, 2 или 10, 3 к. В).
• По полученному коэффициенту трансформации выбирают соответствующее ответвление на обмотке высшего напряжения. • Аналогично определяют коэффициент трансформации обмотки среднего напряжения у трехобмоточных трансформаторов, но ответвление на этой обмотке подбирают уже с учетом выбранного ответвления на обмотке высшего напряжения.
• Для осуществления суточного регулирования напряжения в узловых точках электрических систем и на шинах низшего напряжения понизительных подстанций используют широко применяемые в настоящее время силовые трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. Коэффициент трансформации изменяют, переключая ответвления напряжения, что осуществимо без перерыва электроснабжения потребителей.
• В качестве примера на рис. 11 -3 приведена схема регулирования для одной фазы понизительного трансформатора.
• Что произойдет, если с пульта управления будет подана команда, снизить напряжение? Контактор 1 б разомкнет одну из параллельных цепей нагрузки, переключатель ответвлений 2 б перейдет на один контакт вверх, и цепь снова восстановится включением контактора 16. Уравнительный ток замкнутых витков обмотки трансформатора, имеющий одинаковое направление в обеих половинах обмотки реактора 3, ограничится последним до не большой величины.
• Далее, контактор 1 а отключится и разомкнет нижнюю цепь нагрузки, переключатель 2 а перейдет также на один контакт вверх, переключатель1 а замкнется и нормальная работа трансформатора восстановится, но уже с другим коэффициентом трансформации.
• При нормальной работе трансформатора ток нагрузки от рабочего ответвления обмотки трансформатора протекает через обе половины реактора в противоположных направлениях, вследствие чего результирующий магнитный поток в реакторе (только поток рассеяния) очень мал и сопротивление реактора незначительно. Схема регулирования повысительных трансформаторов аналогична. Пределы регулирования ± 10% от номинального напряжения обмотки ступенями по 2, 5% (± 4 х 2, 5%).
• Схема регулирования трансформаторов и автотрансформаторов с большим количеством ступеней носит несколько иной характер. Токоограничивающие реакторы заменены активными (омическими) сопротивлениями, рассчитанными на очень кратковременную нагрузку током (t≤ 0, 15 сек). Все последовательные переключения при переходе с одной ступени на другую происходят автоматически, без разрыва цепи тока, причем скорость срабатывания высока (пружинные приводы). Такие переключатели называются быстродействующими.
• Коэффициент трансформации и соответствующую ступень регулирования выбирают раздельно для режимов максимальных и минимальных нагрузок по известным из расчета U'макс и U'мин. • Если расчет напряжений производился только в линии (т. е. до шин высшего напряжения подстанции), то при известном Uвн напряжение на шинах низшего напряжения можно определить для каждого расчетного режима по формуле:
• Uнн = (Uвн - ∆U'т)Kтгде ∆U'т • - абсолютная величина потери напряжения в трансформаторе при заданной нагрузке, отнесенная к высшему напряжению. Отсюда искомый коэффициент трансформации
• Kт = Uжвн/(Uвн - ∆U'т), • где Uжвн - желательное напряжение на шинах НН. • Потерю напряжения в трансформаторе при нагрузке S cos(j) можно приблизительно определить (без учета потери напряжения в активном сопротивлении) по формуле: • ∆U'т = (Uk% /100) (S sin(j)Uн вн / Sн),
• где Sн - номинальная мощность трансформатора; Uн вн - номинальное напряжение обмотки ВН; Uk% - напряжение короткого замыкания трансформатора. Трехобмоточные трансформаторы (табл. П. 3 -3) изготавливают с регулированием напряжения под нагрузкой только на обмотке высшего напряжения, а обмотка среднего напряжения имеет ответвления для изменения коэффициента трансформации без возбуждения в пределах ± 2 х 2, 5% Uн.
• Поэтому в тех случаях, когда характеры изменения суточных графиков нагрузки на низшем и среднем напряжениях не совпадают, последовательно с обмоткой среднего напряжения включают линейные регулировочные автотрансформаторы.
• Линейные регулировочные автотрансформаторы большой мощности (25 - 100 МВА) устанавливают в центрах питания последовательно с нерегулируемыми трансформаторами и нерегулируемыми обмотками трехобмоточных трансформаторов с РПН, а также непосредственно на линиях передачи.
• Такие же автотрансформаторы, но малой мощности (400 - 6300 к. ВА) служат в местных сетях для индивидуального или группового регулирования напряжения в электроустановках с нерегулируемыми силовыми трансформаторами. На рис. 11 -4 дана схема одной фазы линейного регулировочного автотрансформатора напряжением 10 -35 к. В типа ЛТМ небольшой мощности с соединением обмоток звезда/авто/звезда.
• Переключатели ответвлений оборудованы механизмом моментного действия (t≤ 0, 15 сек). Переключения происходят без разрыва цепи тока: цепь предыдущего ответвления размыкается только после замыкания последующего. Автотрансформаторы снабжены устройствами автоматического регулирования на автотрансформаторе. Регулируемое напряжение поддерживается с точностью ± 2%.
• Рис. 11 -4. Схема одной фазы трехфазного регулировочного автотрансформатора. • 1 -обмотка ВН; 2 - регулировочная часть обмотки; 3 - обмотка НН; 4 -основной контакт переключателя; 5 -вспомогательный контакт с активным токоограничивающим сопротивлением. .
• Силовые автотрансформаторы мощностью до 200 МВА включительно напряжением 220330 кв, получившие в последнее время широкое распространение, выпускаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой в средней части обмотки и в нейтрали. Что касается автотрансформаторов большой мощности (свыше 200 МВА), то о ни выпускаются без всякого регулирования напряжения, с неизменным коэффициентом трансформации. Регулирование напряжения под нагрузкой осуществляется в этом случае трехфазными вольтодобавочными трансформаторами, по экономическим соображениям включаемыми в нулевую точку автотрансформатора (рис. 11 -5, a).
• Однако такой способ регулирования применим только при отсутствии нагрузки на обмотке низшего напряжения, ибо напряжения на обмотках низшего и среднего напряжений изменяются противоположно: повышение напряжения на обмотке СН приводит к понижению напряжения на обмотке НН, и наоборот. Это легко можно усмотреть из следующего вывода, сделанного для холостого хода автотрансформатора.
• Напряжение на зажимах обмотки среднего напряжения автотрансформатора при генерировании э. д. с. вольтодобавочным трансформатором +D Е или - D Е • (в дальнейшем ± D Е) будет: Uс = Ес ± D Е. • Так как • Ec = Eв/(Кв-с) и Eв = Uв+ D Е • Uс = (Uв + D Е)/Кв-с ± D Е (11 -3) • где Uв — подведенное напряжение к обмотке высшего напряжения автотрансформатора;
• Рис. 11 -5. Схемы регулирования напряжения автотрансформаторов (для одной фазы): а вольтодобавочным трансформатором ВДТ в нулевой точке автотрансформатора; б- на обмотке среднего напряжения.
• Д 1 М - линейный регулировочный автотрансформатор; ПР- переключатель ответвлений с реактором; Р - реверс; К контакторы; ПА - переключатель ответвлений с активными сопротивлениями. • ± D Е - добавочная э. д. с. , создаваемая вольтодобавочным (ВТ) трансформатором (на рис. ± D Е); • Кв-с = Ев/Ес — коэффициент трансформации между высшим и средним напряжениями автотрансформатора, равный отношению номинальных напряжений холостого хода этих обмоток.
• Формулу (11 -3) можно представить в виде: • Uc = Uв. Кв-с ± αD Е (11 -4) • где α = 1– 1/Кв-с отношение типовой мощности автотрансформатора к его номинальной мощности (коэффициент выгодности автотрансформатора), равное 0, 45 для понизительных и 0, 5 для повысительных автотрансформаторов (см. 9. 2. ). • Напряжение на обмотке низшего напряжения • Uc = Ев/Кв-н = (Uн ± αD Е)/Кв-н (11 -5) • где Кв-н = Ев/Ен - коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений.
• Из сопоставления формул (11 -4) и (11 -5) видно, что при увеличении напряжения на обмотке среднего напряжения напряжение на обмотке низшего напряжения будет уменьшаться, и наоборот.
• Поэтому в тех случаях, когда к обмотке низшего напряжения автотрансформатора присоединена нагрузка, надо либо последовательно с ней установить регулировочный автотрансформатор, либо осуществлять регулирование вольтодобавочным трансформатором на стороне низшего напряжения, обеспечивая в то же время должный уровень напряжения в сети среднего напряжения другими средствами, например, регулированием на трансформаторах понизительных подстанций, присоединенных к этой сети.
• Питающая обмотка трехфазного вольтодобавочного трансформатора, включенная треугольником, присоединена к шинам низшего напряжения подстанции.
• Автотрансформаторы со встроенным регулированием напряжения в обмотке среднего напряжения (рис. 11 -5, б) не обладают недостатком, свойственным автотрансформаторам с регулированием в нулевой точке, поскольку при регулировании изменяется число витков только общей обмотки, а число витков обмотки высшего напряжения остается неизменным. Переключение происходит в следующем порядке.
• При переходе со ступени а на ступень b сначала размыкается рабочий контакт 1, затем вспомогательный контакт 2 (ток нагрузки протекает через левое сопротивление R), далее замыкается дугогасительный контакт 3', образуя мост (уравнительный ток протекает через оба сопротивления R и R'), и вслед за этим размыкается дугогасительный контакт 3, переводя ток нагрузки на правое плечо; после замыкаются последовательно контакты 2' и 1', чем и создается новое рабочее положение. Переход с ответвления b на ответвление, а происходит в аналогичном порядке.
• Несмотря на сравнительно высокую стоимость таких автотрансформаторов в эксплуатации они предпочтительнее автотрансформаторов с регулированием напряжения в нейтрали. • Оборудование понизительных подстанций регулируемыми под нагрузкой трансформаторами и автотрансформаторами с дистанционным управлением регулировочными устройствами позволяет дежурному персоналу подстанций обеспечивать выполнение задаваемых суточных графиков напряжения на шинах этих подстанций.
• На подстанциях без обслуживающего персонала регулирование напряжения автоматизировано. При этом возможны два метода регулирования: а) круглосуточное поддержание в определенных границах заданного уровня напряжения или б) осуществление встречного регулирования.
• Наиболее прост первый способ, но предпочтительнее второй, при котором схема управления регулированием дополняется элементом, контролирующим величину нагрузки трансформатора, а для трехобмоточных трансформаторов еще и элементом, контролирующим величину напряжения на нерегулируемой обмотке среднего напряжения.
• Регулирование напряжения в сетях посредством изменения параметров сети • В некоторых пределах напряжение можно регулировать, изменяя сопротивление питающей сети. Так, если питающая сеть или ее участок состоит из нескольких параллельных линий, то, отключая в часы минимальных нагрузок одну из таких линий, можно увеличить потерю напряжения в питающей сети и тем понизить напряжение у потребителя.
• Способ регулирования напряжения путем изменения сопротивления сети практически осуществим на подстанциях с несколькими трансформаторами, работающими параллельно: один или несколько из них отключают в режиме минимальных нагрузок. Такое регулирование напряжения выгодно тем, что повышает экономичность работы трансформаторов. Прибегать к подобным операциям можно, однако, лишь в том случае, если они не снижают надежности электроснабжения.
• Поэтому на подстанциях с двумя трансформаторами устанавливают, как правило, автоматический ввод резерва (АВР), действующий при аварийном отключении работающего трансформатора.
• Как указывалось в 5. 6. , снижения индуктивного сопротивления цепи и, следовательно, увеличения напряжения при максимальных нагрузках можно добиться посредством применения продольной компенсации индуктивности линии. • Напряжение на приемном конце звена линии при наличии продольной компенсации с сопротивлением Хс выражается формулой: • U 2 = U 1[P 1 R + Q 1(X - Xc)]/U 1 – j[P 1(X - Xc) QR]/U 1 (11 -6)
• Из формулы (11 -6) видно, что изменением величины Хс (например, шунтированием конденсаторов при сниженных нагрузках) можно осуществлять ступенчатое регулирование напряжения сети. • Хотя продольная компенсация применима на линиях передачи всех напряжений, имеющих более или менее значительную индуктивную нагрузку, но экономически она всего эффективнее на линиях с проводами из цветного металла большого сечения или со стальными проводами всех сечений.
• В схемах дальних электропередач, продольную компенсацию используют для повышения пропускной способности, определяемой устойчивостью параллельной работы электростанции с системой.
• Число конденсаторов в батарее для продольной компенсации определяется требуемым уровнем напряжения на приемной подстанции и максимальной нагрузкой линии. В электропередачах высокого напряжения обычно компенсируют не свыше 40— 50% индуктивности линии, так как большая степень компенсации может привести к ложным действиям релейной защиты, а при известных условиях и к колебательному режиму (самораскачиванию) синхронных генераторов.
• Регулирование напряжения в сетях посредством изменения величины реактивной мощности в них • Как указывалось в 7. 5. , эффективно регулировать напряжение путем изменения реактивной мощности в сети можно с помощью синхронных компенсаторов или батарей конденсаторов при включении их параллельно нагрузке.
• Синхронный компенсатор устанавливают на понизительной подстанции и присоединяют к шинам низшего напряжения или к специальной обмотке понизительного трансформатора или автотрансформатора. Такой компенсатор представляет собой синхронный электродвигатель и при перевозбуждении является емкостной нагрузкой для сети или, что все равно, генератором реактивной индуктивной мощности, а при недовозбуждении становится потребителем реактивной мощности.
• Таким образом, изменяя возбуждение синхронного компенсатора, непосредственно влияют на величину реактивной мощности, протекающей по сети, и, следовательно, на напряжение у потребителя. Покажем это на простом примере передачи мощности по радиальной линии с нагрузкой на конце и с синхронным компенсатором, включенным параллельно нагрузке (рис. 11 -6).
• Положим для простоты, что электропередачу, изображенную на рис. 11 -6, а, можно представить одним звеном с сопротивлением R + j. X. Тогда напряжение в конце ее при передаче мощности Р - j. Q. будет: • U 2 = U 1 - (PR - QX)/U 1 - j(PX - QR)/U 1 (11 -7)
• Построенная по этой формуле векторная диаграмма (рис. 11 -6, б) с разделением падения в сопротивлении звена от активной мощности (треугольник аbс) и реактивной (сdе), показывает изменение U 2 в зависимости от изменения реактивной мощности в линии при постоянной активной нагрузке. Как видно из диаграммы, при передаче по линии максимальном реактивном приемном мощности j. Q напряжение конце U 2 будет минимальным (точка е).
• При генерировании реактивной мощности синхронным компенсатором на месте ее потребления и соответствующем уменьшении передаваемой реактивной мощности по линии напряжение в конце передачи будет увеличиваться (конец вектора U 2 скользит по прямой еc). При Q = 0, т. е. при передаче только активной мощности (точка c), имеем: U 2'≤U 2. Наконец, если генерируемая на месте мощность будет больше потребляемой, и ее избыток будет поступать в линию, то напряжение в конце электропередачи U 2'' окажется еще больше (точка е').
• Регулирование напряжения при помощи синхронного компенсатора происходит плавно. Диапазон регулирования зависит от мощности синхронного компенсатора и величины реактивной нагрузки линии. • Рис. 11 -6. Векторная диаграмма изменения напряжения в конце линии в зависимости от изменения передаваемой реактивной мощности
• Номинальной мощностью синхронного компенсатора считается мощность при генерировании им реактивной(индуктивной) мощности, т. е. при работе с перевозбуждением. При работе компенсатора с недовозбуждением, т. е. в режиме потребления реактивной мощности (что требуется при минимальных нагрузках), его максимальная мощность составляет 50— 60% от номинальной. Это объясняется тем, что ток возбуждения синхронного компенсатора уменьшается, приближаясь по мере увеличения потребления реактивной мощности к нулю.
– Синхронные компенсаторы изготавливаются на номинальную мощность 10 и 15 МВА напряжением 6, 6— 11 кв и 30— 100 МВА напряжением 11 к. В (табл. П. 4 -3). – Если по условиям регулирования напряжения в данной точке сети требуется меньшая мощность, то применяют батареи конденсаторов, разделенные на секции. В этом случае осуществляют ступенчатое регулирование путем отключения и включения секций конденсаторной батареи.
• Недостатком конденсаторных батарей по сравнению с синхронными компенсаторами является невозможность их использования для снижения напряжения в периоды малых нагрузок, когда из-за генерирования реактивной мощности линиями передачи напряжение в сети становится выше желательного. Учитывая, однако, что конденсаторные установки обладают большей экономичностью, чем синхронные компенсаторы, в последнее время на крупных приемных подстанциях начали устанавливать конденсаторные батареи большой мощности, включаемые непосредственно на напряжение 110 к. В.
11. 3. Выбор мощности синхронных компенсаторов по условиям регулирования напряжения
• Мощность синхронных компенсаторов и конденсаторов подсчитывают по одним и тем же формулам, но с учетом того обстоятельства, что формулы, определяющие мощность компенсирующей установки в режиме потребления реактивной мощности, для конденсаторов не имеют смысла. Расчет ведут для максимального и минимального режимов нагрузки электропередачи, причем в преобладающем числе случаев заданным является напряжение на шинах повысительной подстанции, одинаковое для всех присоединенных к ним линиям, как правило, имеющим различные характеристики, нагрузки и режимы работы.
• Искомым напряжением обычно является напряжение на шинах вторичного напряжения подстанции, желательная величина которого и определяет мощность синхронного компенсатора. Для электропередачи, изображенной на рис. 11 -7, а и представленной в виде одного звена с суммарным сопротивлением R - j. X (рис. 11 -7, в), связь между напряжениями в начале и в конце ее при нагрузке Р 2 - j. Q 2 напишется в виде: U 1= U 2 ж + [(P 2 R + (Q 2 - Qк)X]/U 2 ж + j[P 2 X - (Q 2 - Qск)R]/U 2 ж • где U 2 ж - желательное напряжение на шинах вторичного напряжения подстанции, приведенное к расчетному напряжению; Qк – искомая мощность синхронного компенсатора.
• Решая это уравнение относительно Qк, найдем мощность синхронного компенсатора, необходимую для поддержания на шинах напряжения U 2 ж при заданной нагрузке Р 3 j. Q 2.
• Однако, учитывая, что шкала мощностей синхронных компенсаторов по ГОСТ дана с очень большими промежутками (табл. П. 4 -3), при перспективном проектировании можно пользоваться более простыми формулами, например не учитывающими поперечной составляющей напряжения. Получающая при этом погрешность, более или менее значительная для сетей весьма большой протяженности, ликвидируется выбором стандартной мощности синхронного компенсатора.
• Пренебрегая поперечной составляющей падения напряжения, для электропередачи, представленной в виде одного звена, будем иметь: • U 1 = U 2 ж + (P 2 R + (Q 2 -Qк)X)/U 2 к
• При расчете длинных линий напряжением 220— 330 кв, обладающих значительной емкостью, мощность синхронного компенсатора целесообразно выбирать с учетом зарядной мощности линии и намагничивающей мощности трансформаторов. Точное решение такой задачи представляет значительные трудности, так как схема замещения электропередачи будет состоять из нескольких (в данном случае из двух) звеньев (рис. 11 -7, б).
• Для приведения схемы замещения электропередачи к одному звену необходимо нагрузку j(Qв/2 - Qμ) перенести на шины вторичного напряжения. Пользуясь правилом переноса нагрузок (10. 4. ) и ие принимая в расчет поперечной составляющей падения напряжения, получаем величину перенесенной нагрузки • ΔQ = j(Qβ/2 - Qμ)Xλ/(Xλ + Xς) • и расчетную нагрузку на вторичных шинах (рис. 11 -7, в), входящую в формулу (11 -8): • P 2 – j. Q 2 = P 2 – j(Q 2 - ΔQ')
• Как видно, емкость конца линии (за вычетом намагничивающей мощности трансформатора), перенесенная на шины вторичного напряжения, уменьшает индуктивную нагрузку, присоединенную к шинам на величину ΔQ', следовательно, при учете емкости линии в формулу (11 -8) вместо Q 2 необходимо поставить уменьшенную величину Q 2'
• При отсутствии синхронного компенсатора и неизменном напряжении U 1 в начале линии напряжение на приемном конце электропередачи U 2 при той же нагрузке должно удовлетворять равенству: • U 1= U 2 + (P 2 R + Q 2 X)U 2 (119) Приравнивая правые части уравнений (11 -8) и (11 -9), получаем • Qк. X/U 2 ж = U 2 ж – U 2 + (PR + Q 2 X)/U 2 ж – (P 2 R + Q 2 X)/U 2
• Разность последних двух членов в правой части этого равенства представляет собой очень небольшую величину (на порядок меньше разности первых двух членов) и проектных расчетах ею можно пренебречь. Принимая это упрощение, получаем выражение для мощности компенсатора: • Qк = (U 2 ж + U 2)U 2 ж/X (11 -10) • Если U 2 ж и U 2 — [кв], X — [ом], то мощность компенсатора — [Мвар].
• Разность (U 2 ж — U 2) в выражении (11 -10) представляет собой величину, на которую необходимо изменить напряжение на шинах вторичного напряжения подстанции. В режиме максимальных нагрузок эта разность положительна (U 2 ж > U 2), что соответствует работе компенсатора с перевозбуждением. В режиме минимальных нагрузок эта разность может быть отрицательна (U 2 > U 2 ж), что будет соответствовать работе синхронного компенсатора с недовозбуждением.
• Сопротивление X, представляющее собой сумму индуктивных сопротивлений линий и трансформаторов (в пределах напряжений U 1 и U 2 расчетной схемы), так же как и напряжения U 2 ж и U 2 в формуле (11 -10), отнесено к базисному (расчетному) напряжению. • Qк оп = (U 2 ж - U 2)U 2 ж/X + Qкоп Xт3/UІ2 (11 -11) • На рис. 11 -8, в дана схема замещения с приведением емкости линии Qв/2 к нагрузке.
• Если при определении мощности синхронного компенсатора по формуле (11 -10) пользоваться не приведенными, а действительными величинами напряжений на шинах вторичного напряжения понизительных подстанций, к которым присоединен синхронный компенсатор, то и сопротивление X, входящее в эту формулу, должно быть пересчитано на эти условия в соответствии с формулами (10 -9), т. е. • X '=X(U 2 д/U 2 б)І , (11 -12 а)
• Или X '=X(1/Кт)І , (11 -12 b) • где X' - сопротивление электропередачи, отнесенное к действительному напряжению U 2 д; • Кт -коэффициент трансформации понизительного трансформатора.
• Номинальная мощность синхронного компенсатора, определяемая одновременно по условиям максимального и минимального режимов работы электропередачи, должна быть наименьшей. Поэтому при заданных U 2 ж для разных режимов необходимо правильно подобрать коэффициент трансформации понизительных трансформаторов, обеспечив такие значения для U 2 макс и U 2 мин, чтобы отношение мощности синхронного компенсатора при работе его с недовозбуждением к его номинальной мощности было около 0, 5— 0, б. 1
• Этому требованию удовлетворяет условие: • (U 2 мин-U 2 жмин)/(U 2 макс-U 2 жмакс) = 0, 5 – 0, 6 (11 -13) • Выбранную указанным способом мощность синхронного компенсатора округляют до стандартной ближайшей мощности (табл. П. 4 -3)
11. 4. Баланс реактивных мощностей и особенности регулирования напряжения в электрических системах • У современных генераторов электрической энергии мощностью 100 МBт и выше коэффициент мощности равен 0, 83; у генераторов меньшей мощности он составляет 0, 8. Таким образом, располагаемая реактивная мощность генераторов системы при максимальной их нагрузке составляет около 65— 70% активной мощности.
Коэффициент мощности электроустановок потребителей, даже при высоком суточном средневзвешенном его значении, в максимуме нагрузок находится приблизительно в пределах 0, 85— 0, 9. Это означает, что генераторов энергосистемы передаваемая потребителям реактивная мощность составляет около 80% располагаемой реактивной мощности.
• Потери реактивной мощности в звеньях электропередачи примерно в три раза превышают потери активной мощности и составляют значительную часть максимума реактивной мощности суточного графика нагрузки системы. Объясняется это тем, что при многократной трансформации энергии индуктивное сопротивление каналов передачи энергии много больше активного.
• Примерно 70— 75% всех потерь реактивной мощности составляют потери в трансформаторах. Остальные потери приходятся на воздушные линии передачи, преимущественно напряжением 35 и 10 к. B, а также на линии передачи напряжением 110 и 220 к. B с большим сечением проводов, работающих с нагрузками выше натуральной мощности. В целом потери реактивной мощности в сетях электрических систем в максимум нагрузок достигают приблизительно 30 - 35% выдаваемой в сеть реактивной мощности.
• Таким образом, суммарная потребность в реактивной мощности превышает располагаемую реактивную мощность генераторов на 10— 15% или более. Дефицит реактивной мощности сопровождается общим для всей системы или же глубоким местным снижением уровня напряжения, как это видно из рис. 11 -1, на котором была приведена зависимость потребляемой реактивной мощности от напряжения. Понижение напряжения более, чем на 20%, как указывалось в 11. 2. , приводит к росту потребления реактивной мощности и к дальнейшему снижению напряжения (лавинный процесс снижения напряжения).
• В настоящее время все генераторы оборудованы устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ). Благодаря этому при снижении напряжения в системе происходит увеличение возбуждения генераторов и выдача дополнительной реактивной мощности, в результате чего опасность возникновения лавинного процесса практически исчезает. Однако это может быть обеспечено только при наличии достаточною резерва в располагаемой реактивной мощности электрической системы. Отсюда следует, что нормальная работа генераторов должна происходить с коэффициентом мощности несколько выше номинального.
• Для устранения дефицита реактивной мощности в системе в электрических сетях устанавливают синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов, размещая их в тех точках сети, где потребность в реактивной мощности наибольшая. Это не только создает надлежащие условия для регулирования напряжения, но одновременно повышает коэффициент мощности генераторов и снижает потери электрической энергии в них и в электропередачах.
• Установка большого количества относительно мелких синхронных компенсаторов не экономична. Широкое применение трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой позволяет перейти к установке на районных подстанциях синхронных компенсаторов большой мощности (30 -100 МBAр) и к подключению их, как правило, к компенсационным обмоткам силовых автотрансформаторов (см. рис. 11 -8, а).
• Секционированные батареи конденсаторов большой мощности (80 -100 МBAр), устанавливаемые на крупных районных подстанциях напряжением 330 к. B, присоединяются непосредственно к шинам 110 к. B.
• При сезонном дефиците реактивной мощности, например в летнее время, когда осветительная нагрузка снижается и большое количество основного энергетического оборудования электростанций находится в капитальном ремонте, для выработки недостающей реактивной мощности дополнительно используют часть генераторов тепловых электростанций, расположенных ближе к центру нагрузки. Для этого генераторы переводят либо в режим синхронных компенсаторов с отделением их от паровых турбин, либо на работу с пониженным коэффициентом мощности при активной минимальной нагрузке, что менее экономично
• Необходимо иметь в виду при этом, что активная нагрузка генератора уменьшается не пропорционально понижению соsφ, а быстрее. Это происходит потому, что при возрастании реактивной мощности генератора сверх номинальной увеличивается размагничивающая реакция якоря и для ее компенсации необходимо увеличить ток возбуждения. Но увеличить последний сверх номинальною нельзя, так как это гложет привести к перегрузке ротора. При номинальном же токе ротора и возросшей реакции якоря полная (кажущаяся) мощность генератора будет меньше номинальной.
• На рис. 11 -10 показана зависимость полной S, активной Р и реактивной Q мощностей генератора ТВ-2 -30 -2 (30 МВт) от созφ, меняющеюся от 0, 9 до 0. Из рисунка видно, что полная мощное при коэффициентах мощности ниже номинальною меняются не по окружности, а по кривой, дающей меньшие значения мощности из-за размагничивающего действия реакции якоря. Так, при соsφ = 0, 7 мощность S=0, 95 Sн, а при соφ = 0 кажущаяся мощность (в этом случае равная максимальной реактивной мощности генератора) составляет всею 0, 83 Sн.
• Рис. 11 -10. Зависимость располагаемой реактивной мощности от активной нагрузки
• Если в каком-либо районе электрической системы ощущается местный недостаток реактивной мощности, то в линиях, соединяющих этот район с основной сетью системы, устанавливают вольтодобавочные автотрансформаторы. Включение продольной э. д. с. вольтодобавочными трансформаторами в линиях связи приводит к перераспределению реактивной мощности в электрической сети и к повышению напряжения в районе, испытывавшем недостаток реактивной мощности.
• Перераспределение реактивных мощностей оказывает влияние на экономичность работы сетей, что следует учитывать при расчетах.
• В ночное время в электрических системах обычно имеется избыток реактивной мощности, объясняющийся резким уменьшением потерь индуктивной мощности при передаче энергии и уменьшением потребления ее предприятиями, имеющими искусственные средства для повышения коэффициента мощности. Избыток реактивной мощности вызывает общее повышение напряжения в системе и приводит к недопустимо высокому уровню напряжения в отдельных ее точках. Поэтому выработку реактивной мощности на электростанциях в ночное время надо резко снижать, уменьшая для этого возбуждение генераторов.
• Однако снижать возбуждение допустимо не на всех генераторах. Так, параллельно работающие генераторы, удаленные от центра системы электростанции, будут устойчиво работать лишь. При наличии нормального возбуждения. Те же относится и к генераторам, присоединенным непосредственно к сборным шинам и имеющим значительную ночную нагрузку местного района, вне зависимости от места расположения электростанций по отношению к центру системы. Поэтому приходится искусственно повышать потребление реактивной мощности в системе, особенно на тех ее участках, в которых напряжение недопустимо высоко.
• Снижая выработку реактивной мощности на электростанциях, с одной стороны, и повышая ее потребление в сетях, с другой, устанавливают новый баланс реактивной мощности в ночное время и во время провалов графика нагрузок днем, отвечающий требуемому общему (обычно пониженному) уровню напряжения в системе. Нужные уровни напряжения в отдельных точках сети обеспечиваются при этом посредством регулирования напряжения на трансформаторах.
• Увеличить потребление реактивной мощности удается частичным или полным отключением конденсаторных установок у потребителей с малой ночной нагрузкой и переводом синхронных компенсаторов системы на работу с недовозбуждением (11. 2. ). Если эти меры все же оказываются недостаточными, то прибегают к переводу части генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, в режим недовозбуждения с потреблением реактивной мощности из сети, а также к переводу синхронных компенсаторов на работу с отрицательным возбуждением.
Скачать презентацию 11 Режимы работы электрических сетей в составе энергосистемы
Лекция11_Электр расчет ЭС.ppt