Основы управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, по напряжению и реактивной

СОДЕРЖАНИЕ:

Полезные материалы

Управление реактивной мощностью: понятие и необходимость регулирования явления, устройства компенсации

Электрическую энергию формируют две составляющие: активная и реактивная. Главная способность первой – умение преобразовываться в полезную энергию (куда входят тепловая, механическая и др.); второй – создание электромагнитных полей в нагрузке.

Реактивная энергия необходима для функционирования двигателей, трансформаторов, индукционных печей, дросселей, осветительных приборов и других видов электроаппаратуры, но также является источником дополнительной нагрузки на сеть, что приводит к увеличению потерь активного компонента.

Понятие реактивной мощности

Цепи постоянного тока имеют одинаковую мгновенную и среднюю мощность за определенный отрезок времени, и реактивная мощность к ним неприменима. Если ток переменный, подобная ситуация возможна, когда характер нагрузки только активный, к примеру, во время использования электронагревателя или лампы накаливания. Здесь происходит совпадение фаз (напряжение и ток) с передачей всей мощности в полезную работу.

При индуктивной нагрузке (создается электроприводами, трансформаторами) наблюдается отставание тока от напряжения, при емкостной (вырабатывается различными электронными устройствами) – опережение. Так как совпадения величин по фазе не происходит, к потребителю поступает не вся мощность, которую он мог бы получить при нулевом сдвиге.

Таким образом, реактивной можно считать энергию, циркулирующую с некоторой периодичностью в связке источник-приемник. Она появляется из-за способности конденсаторов и индуктивностей к накапливанию ресурса с последующей его передачей в начало цепи, откуда он и поступил. В процессе образуются электромагнитные поля. их колебания создают нагрузки, которые величина реактивной мощности и характеризует.

В практической деятельности это паразитное явление, от которого следует избавляться.

Необходимость компенсации

Реактивная мощность негативно сказывается на функционировании энергетических систем, ухудшая их показатели (падает напряжение, генераторами расходуется больше топлива). Также возникает дополнительная нагрузка на ЛЭП, из-за чего увеличиваются сечения проводников и прямо пропорционально им – капитальные затраты на поддержание внешних и внутриплощадочных сетей.

Перечень ее ключевых потребителей представлен асинхронными двигателями (40%), трансформаторами всех видов (35%), преобразователями (10%), электрическими печами (8%), линиями электропередачи (7%).

Отечественные и зарубежные специалисты высказывают мнение, что примерная доля электричества, включенная в стоимость конечного продукта, варьируется от 30 до 40%. Этого должно быть достаточно для инициации масштабного анализа и аудита размеров потребления ресурсов и последующей выработки методов минимизации потерь.

Одним из наиболее действенных способов решения проблемы экономии энергии без падения производительности на предприятиях практически любой отрасли выступает компенсация с применением статические конденсаторных установок или индуктивностей (реакторов, дросселей). Первые используются при индуктивных нагрузках, вторые – емкостных.

Более сложные ситуации требуют привлечения фильтрокомпенсирующего конденсаторного оборудования, которое устраняет гармонические составляющие высокой частоты, повышает параметры устойчивости аппаратуры к помехам.

Устройство компенсации реактивной мощности (КРМ, УКРМ, АКУ и т.п.) — предназначено для генерации заданного значения реактивной мощности. используется для поддержания оптимального значения коэффициента мощности на объекте.

Бытовые и промышленные сети чаще работают с активно-индуктивной нагрузкой. В связи с этим широкое распространение в качестве средств компенсации получили конструкции на основе статических конденсаторов.

Обычное УКРМ имеет вид стандартного по габаритам металлического шкафа с дверью, на внешней части которой расположена панель, позволяющая регулировать текущие настройки. Она содержит необходимый набор контрольных приборов и различные виды индикации (аварийную, пуска и остановки активности, переключение режима управления на ручное и пр.), также оснащена фазоуказателем для выявления расположения фаз. Конденсаторные батареи монтируются внутрь корпуса внизу, придавая агрегату большую устойчивость за счет тяжести емкостей.

С помощью схемы на микропроцессоре оцениваются сравнительные значения показаний средств измерения, вырабатываются команды на задействование исполнительных устройств с подходящим номиналом.

Коммутация достигается применением контакторов или тиристоров. Последние быстрее реагируют на изменение условий, поэтому предназначаются для сетей, где нагрузка характеризуется неустойчивостью и непостоянством.

В КРМ на тиристорах емкостные двухполюсники коммутируются, даже если ток равен нулю, чем обеспечивается продление срока службы не только их самих, но и всего блока.

Конденсаторные установки просты в монтаже и эксплуатации, не шумят при работе, могут размещаться и подключаться на любом участке сети. их функционирование сопровождается лишь незначительными удельными потерями активной составляющей энергии (на 1кВАр не более 0,5Вт), а разнообразие модификаций позволяет подобрать устройство, мощность компенсации которого отвечает всем требованиям конкретной системы. В конструкции отсутствуют вращающиеся части. Преимущества дополняются небольшими текущими затратами и относительно невысокой стоимостью агрегатов.

Описание регулируемых КРМ

УКРМ повышают и регулируют коэффициент мощности в электроустановках, которыми оборудованы предприятия промышленности и распределительные сети с напряжением 0,4 кВ при частоте 50Гц.

Они поддерживают его величину при наступлении часов, когда нагрузка имеет максимальный и минимальный уровень, предотвращают генерацию и накопление реактивной энергии, отслеживают колебания показателей и значения основных параметров (визуально). Благодаря отсутствию избыточной компенсации аппараты исключают перенапряжение.

УКРМ контролируют эксплуатацию и работу всей совокупности приборов, учитывают, сколько раз была задействована каждая секция и как долго она находилась в активном состоянии. Цель такого мониторинга – оптимизация износостойкости и рациональное распределение нагрузки.

Установка может отключаться в аварийном режиме, после чего обслуживающему персоналу поступает соответствующее оповещение. В системе предусмотрен принудительный обогрев или проветривание. их запуск не предполагает вмешательства оператора.

Конденсаторные УКРМ этой группы бывают автоматическими, тиристорными и фильтрокомпенсирующими. Первым характерно пошаговое (ступенчатое) регулирование реактивной мощности; вторые позволяют следить и изменять значение коэффициента в реальном времени (длительность интервала коммутации составляет от 5мс); а последние исключают гармонические составляющие (используются специальные фильтры), присутствующие в сети, из списка негативно воздействующих на батареи факторов.

Описание нерегулируемых КРМ

Нерегулируемые конструкции оснащаются конденсаторами с фиксированной мощностью. Они предназначены для распределительных сетей с трехфазной системой переменного тока, где поддерживают параметры коэффициента, рассчитаны на 2,5-100кВАр и устанавливаются в закрытые производственные помещения с умеренными и холодными климатическими, нормальными эксплуатационными условиями.

Несмотря на дешевизну и простоту, такие УКРМ статичны, то есть не отслеживают изменения cos φ, что может привести к перекомпенсации, которая, в свою очередь, является причиной возрастания суммарного показателя потерь энергии и мощности в сети, усложнения и удорожания агрегатов, контролирующих напряжение.

Смотрите также статьи по этой теме:

  • 1000
    заслужили доверие тысяч компаний
  • Наши партнеры

За 13 лет работы заслужили доверие тысяч компаний из России и стран СНГ. Мы гордимся тем, что большинство из них стали нашими постоянными партнерами.

Реактивная мощность в энергосистеме

Реактивная мощность в энергосистеме. Потребители реактивной

Мощности. Выработка реактивной мощности генераторами ЭС

1. Общие положения.

2. Регулирующий эффект нагрузки.

3. Потребители реактивной мощности.

4. Генерация реактивной мощности генераторами ЭС.

Общие положения

Из баланса реактивной мощности в энергосистеме следует, что в случае, когда генерация реактивной мощности превышает ее потребление, напряжение в сети возрастает. При дефиците реактивной мощности – напряжение уменьшается. Этот вывод мы уже получали, когда рассматривали векторную диаграмму линии электропередачи напряжением 110 кВ. Емкостный ток ЛЭП, работающей на холостом ходу, или, другими словами, мощность, генерируемая ЛЭП, повышает напряжение в конце ЛЭП.

В отличие от баланса активной мощности, баланс реактивной мощности не может в полной мере определить требования, которые предъявляются к источникам реактивной мощности. Если активную мощность вырабатывают только генераторы электростанций, то реактивную мощность можно получить от дополнительных источников, которые могут устанавливаться вблизи потребителей. Эти дополнительные источники называются компенсирующими установками.

При проектировании электрической сети нужно проверять баланс реактивной мощности как в целом по энергосистеме, так и в отдельных ее частях. При этом следует учитывать и необходимость резерва реактивной мощности.

Баланс реактивной мощности следует предусматривать отдельно для каждого режима сети. Характерными режимами в системе являются:

· режим наибольшей реактивной нагрузки. Для режима характерно наибольшее потребление реактивной мощности и наибольшая мощность компенсирующих устройств;

· режим наибольшей активной нагрузки. Режим связан с наибольшей загрузкой генераторов активной мощности при наименьшей выработке реактивной мощности;

· режим наименьшей активной нагрузки. В этом режиме часть генераторов отключают. Выработка реактивной мощности генераторами электро-станций уменьшается;

· послеаварийные и ремонтные режимы. В этих режимах наибольшие ограничения по передаче реактивной мощности.

Если в энергосистеме наблюдается дефицит активной мощности, то он покрывется за счет избытка активной мощности в других системах. Для покрытия недостатка реактивной мощности ее экономичнее генерировать компенсирую-щими устройствами, которые устанавливаются в данной энергосистеме, а не передавать из соседних систем.

Регулирующий эффект нагрузки

Изменение активной и реактивной от напряжения происходит по статическим характеристикам (рис. 16.1). Рассмотрим, каким образом реагирует нагрузка на изменение режима в простейшей системе (рис. 16.2).

В нормальном режиме работы на шинах нагрузки поддерживается номинальное напряжение. Потребитель берет из сети мощность равную P2 + j Q2.

При постоянном напряжении в начале ЛЭП, напряжение на ее конце может быть рассчитано сле-дующим образом:

Предположим, что напряжение в конце ЛЭП уменьшается. В соответствии со статическими характеристиками, активная и реактивная мощности потребителя, будут уменьшаться.

Следовательно, будут уменьшаться мощность в конце ЛЭП и потеря напряжения , а напряжение в конце ЛЭП будет увеличиваться.

Этот вывод справедлив, когда напряжение в конце ЛЭП будет больше критического напряжения:

Критическое напряжение составляет (0,7 – 0,8) от Uном.

Таким образом, при напряжениях больших чем критическое, нагрузка, изменяя свою мощность, стремится поддержать неизменным напряжение на своих шинах. В этом случае говорят о положительном регулирующем эффекте нагрузки.

При напряжениях меньших чем критическое проявляется отрицательный регулирующий эффект нагрузки. Активная мощность потребителя в соответствии со статическими характеристиками уменьшается. Потребление реактивной мощности начинает возрастать. Причем, значение реактивной мощности увеличивается в большей степени, чем снижение активной. Следовательно, активная мощность в конце ЛЭП уменьшается , реактивная мощность увеличивается . Потеря напряжения на участке увеличивается , а напряжение на шинах нагрузки снижается Это приводит к увеличению потребления реактивной мощности и дальнейшему снижению напряжения и т. д. Возникает явление, которое называется лавиной напряжения. При такой аварии тормозятся асинхронные двигатели. Реактивная мощность асинхронных двигателей растет, баланс реактивной мощности нарушается, причем потребление реактивной мощности в значительной мере превышает выработку:

Это в свою очередь приводит к понижению напряжения. Остановить снижение напряжения при этой аварии можно, лишь отключив нагрузку.

Чтобы напряжение не снижалось ниже критического на генераторах и мощных синхронных двигателях устанавливаются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ). Под их действием генераторы и синхронные двигатели увеличивают выработку реактивной мощности.

Потребители реактивной мощности

Работа потребителей емкостного характера основана на создании электрического поля, энергия которого в нечетную четверть (первая, третья) периода отдается источнику, а в четную четверть (вторая, четвертая) периода берется от источника. Для потребителей индуктивного характера работа основана на создании магнитного поля. При этом в нечетную четверть (первая, третья) периода энергия берется от источника, а в четную четверть (вторая, четвертая) периода отдается источнику.

Колебания энергии в магнитном и электрическом полях различных устройств переменного тока обусловливает потребление ими реактивной индуктивной или реактивной емкостной мощности. В инженерной практике под реактивной мощностью подразумевают индуктивную мощность, которая потребляется индуктивными элементами электрической системы, и генерируется в емкостных элементах.

Основными потребителями реактивной мощности в электрических системах являются трансформаторы, воздушные линии электропередач, асинхронные двигатели, вентильные преобразователи, индукционные электропечи, сварочные агрегаты.

На промышленных предприятиях основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели. На их долю приходится 65-70 % реактивной мощности, которая потребляется предприятием. 20-25% потребления реактивной мощности приходится на трансформаторы предприятий и около 10 % – на другие приемники и линии электропередач.

Суммарные потери реактивной мощности в сети составляют около 50 % от мощности, поступающей в сеть. Это гораздо больше, чем потери активной мощности. Для сравнения, среднестатистические потери активной мощности в ЛЭП состаляют 3%, а в трансформаторах – 2%. Примерно 70-75 % всех потерь реактивной мощности составляют потери в трансформаторах. Например, в трехобмоточном трансформаторе мощностью 40 МВ·А напряжением 220 кВ (ТДТН-40000/220) при коэффициенте загрузки, равном 0,8, потери реактивной мощности составляют около 12% от номинальной мощности трансформатора.

Суммарные потери реактивной мощности в системе складываются из потерь в сопротивлениях и проводимостях линий электропередач и потерь в трансформаторах:

Потери реактивной мощности в сопротивлениях ЛЭП рассчитываются по формуле

и составляют примерно 5 % от мощности, проходящей по ЛЭП.

Генерация реактивной мощности в проводимостях ЛЭП определяется так:

Среднее значение реактивной мощности, генерируемой в ЛЭП длиной 100 км, составляет:

Баланс активных и реактивных мощностей

Активная мощность источников РИ (турбогенераторов и гидрогенераторов электростанций, нетрадиционных источников, гидроаккумулирующих станций и др.) в любой момент времени соответствует потребляемой мощности.

Приведенное уравнение определяет баланс активных мощностей в электрической системе.

Баланс активных мощностей соответствует определенным значениям частоты и напряжения в узлах, к которым подключены потребители (нагрузки). Изменение мощности источников связано с изменением частоты и напряжения очевидным равенством, получающимся разложением в ряд Тейлора функции:

При нагружении баланса мощностей вследствие снижения генерирующей мощности или увеличения потребления активной мощности устанавливается режим с изменившимися значениями составляющих уравнения баланса мощности. Снижение генерируемой мощности приводит к уменьшению частоты и напряжения в системе и, наоборот, увеличение мощности источников приводит к возрастанию частоты тока и напряжения в электрической системе одинаково в любом ее узле. Воздействовать на изменение частоты можно только путем изменения генерируемой активной мощности.

Номинальное значение частоты в европейских странах составляет 50 Гц, в США и ряде других стран — 60 Гц. Снижение частоты приводит к уменьшению скорости вращения синхронных и асинхронных электродвигателей и, в конечном счете, к уменьшению производительности приводных механизмов. В ориентировочных расчетах принимают, что изменение частоты на 1 % приводит к изменению активной мощности нагрузки на 0,5 %.

Баланс реактивной мощности определяется уравнением

Вопрос компенсации реактивной мощности относится к числу важнейших при проектировании и эксплуатации систем энергоснабжения предприятий. Как известно, величина (значение) реактивной мощности характеризует скорость обмена электромагнитной энергии источниками и потребителями электроэнергии. При этом индуктивные элементы являются накопителями реактивной мощности, а емкостные — ее генераторами.

В трехфазных симметричных сетях реактивная мощность определяется по формуле

В простейшем случае одно или двухполупериодного выпрямителя, работающего на активную нагрузку (рис. 9.6), при угле управления а * 0 первая гармоника тока 1 сдвинута относительно кривой напряжения на угол фь значение которого зависит от угла управления а. ток первой гармоники может быть представлен суммой активной и реактивной составляющих; соответственно могут быть представлены мощности. Однако такая мощность не связана с обменными процессами, она обусловлена лишь наличием сдвига по фазе между током и напряжением. Ее правильнее было бы назвать мощностью сдвига. Но мы будем пользоваться привычным и общепринятым термином «реактивная мощность».

Компенсация реактивной мощности (т.е. ее минимизация) производится одними и теми же методами независимо от природы ее появления, т.е. наличия реактивных элементов в сети или сдвига фаз, обусловленного нелинейными потребителями. На практике обычно имеют место сочетания обоих причин: в вентильных преобразователях (выпрямителях, инверторах и др.) используются реакторы для сглаживания коммутационных процессов и батареи конденсаторов; преобразователи и ДСП включаются через трансформаторы и т.д. Говоря о коэффициенте мощности coscp, следует иметь в виду, что более точно его следовало бы назвать коэффициентом сдвига фаз.

Согласно первой научной картине мира Ньютона—Максвелла все электрические машины обратимы, т.е. они могут работать как в двигательном, так и в генераторном режимах. Это свойство электрических машин используется, в частности, на гидроаккумуляторных станциях: синхронная машина используется в качестве двигателя при перекачке воды в резервуары в периоды минимальных нагрузок энергосистемы и в генераторном режиме, когда запасенная потенциальная энергия воды используется для вращения гидротурбины.

Синхронные машины, применяемые в промышленных системах электроснабжения, независимо от их основного назначения (электродвигатели, генераторы) используются также в качестве источников реактивной мощности. Синхронные компенсаторы устанавливаются только в целях получения РМ. Эти машины могут также работать в режиме потребления РМ.

Это можно наглядно продемонстрировать с помощью известных Uобразных характеристик. На рис. 9.7 представлены Uобразные характеристики синхронного генератора, подключенного к электрической сети с неизменным уровнем напряжения сУ0 = const при различных значениях активной нагрузки Р = 0; Р’ Р».

При значениях тока возбуждения меньших граничного (IF IFRP) — является источником реактивной мощности, т. е. ведет себя как емкость.

Для синхронных электродвигателей значения Р] Р’Р» являются электромагнитной мощностью, соответствующей вращающему электромагнитному моменту. Нижняя кривая является Uобразной характеристикой синхронного компенсатора.

Турбогенераторы небольшой мощности (обычно до 50 MBА) применяются на электростанциях (блокстанциях) предприятий, которые либо являются автономными, либо подключаются к сетям энергосистемы. Используются теплофикационные турбины с отбором пара для промышленных нужд. В любом режиме работы нагрузка турбогенератора ограничивается номинальной мощностью S*ном:

В режиме работы с номинального значения коэффициента мощностиcos φда 0,80…0,85, что соответствует значениямгенерируемой реактивной мощности QT «(0,53…0,60)» УНОМ.

Оценить значение располагаемой реактивной мощности в режимах, отличных от номинального, очень затруднительно. Так, при увеличении значения Qr по сравнению с номинальным (путем увеличения тока возбуждения If) во избежание перегрева ротора должна быть снижена полная мощность. Кратность снижения этой величины зависит от вида охлаждения (воздушное, водородное), конструкции ротора и ряда других параметров. Как правило, для окончательного решения этого вопроса следует обратиться к паспорту машины либо результатам тепловых испытаний.

При отсутствии возбуждения (I/ = 0), например при включении автомата гашения поля (АГП), турбогенератор будет работать в асинхронном режиме, который, как правило, допустим лишь кратковременно. На промышленных предприятиях турбогенераторы для регулирования напряжения и реактивной мощности используются редко.

Синхронные компенсаторы, в отличие от синхронных генераторов, не имеют выходного конца вала, что облегчает герметизацию машины и позволяет использовать водородное охлаждение. Компенсаторы строятся на напряжения 6,6—15,75 кВ, мощностью до 345 MBА. В промышленности распространены СК10000 кВА.

Полная номинальная мощность компенсатора при работе с перевозбуждением, в генераторном режиме, определяется по формуле (9.14). Полная мощность при недовозбуждении (потребляемая)

определятся по формуле

Значение синхронного индуктивного сопротивления синхронного компенсатора (в относительных единицах) х% = 1,8…2,5. Активная мощность, обусловленная наличием механических потерь, а также потерь в стали и меди, составляет 1… 2 % от номинальной мощности. Синхронные компенсаторы иногда применяются на ГПП предприятий.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности

Содержание

Основные требования.

Постоянство частоты тока — основное условие нормальной работы потребителей электроэнергии.

Снижение частоты тока приводит к уменьшению частоты вращения электродвигателей электромеханизмов и к значительному понижению их производительности. Понижение частоты приводит к уменьшению к. п. д. первичных двигателей.

Повышение частоты тока сверх номинальной приводит к возрастанию мощности электродвигателей и к увеличению потребления электроэнергии судовыми механизмами; возрастает также температура нагрева, перегрев электро-двигателей.

Регулирование частоты тесно связано с распределением активной мощности между агрегатами судовой электростанции, так как восстановление частоты в электроэнергетической системе достигается путем изменения активной мощности этих агрегатов.

Устройства автоматического регулирования должны поддерживать постоянство частоты в электроэнергетической системе при экономически наивыгоднейшем распределении нагрузки между агрегатами и обеспечивать высокую надежность работы системы как в нормальных, так и в аварийных режимах.

Структурная схема регулирования.

Причиной изменения частоты вращения является нарушение баланса между суммарной мощностью, вырабатываемой генераторами, и суммарной мощностью, потребляемой приемниками.

Регулирование частоты тока осуществляется регуляторами частоты вращения первичных двигателей и регуляторами частоты тока. Первые непосредственно реагируют на изменение частоты вращения первичного двигателя, а вторые — на изменение тока генератора и его частоты.

Структурная схема системы автоматического регулирования частоты тока и распределения активной мощности (рис. 21.6) включает следующие элементы: измерительный элемент регулятора частоты вращения ИЭРЧВ, реагирующий на отклонение частоты вращения от заданного значения; исполнительный орган регулятора частоты вращения ИОРЧВ; измерительный орган частоты тока (датчик частоты) ДЧ; измерительный орган активного тока (датчик активного тока) ДАТ; усилитель У; серводвигатель СД- исполнительный орган устройства регулирования частоты тока и распределения активной мощности;. первичный двигатель ПД; генератор Г.

При нарушении установившегося режима в системе приходят в действие регуляторы частоты вращения и частоты тока.

В процессе регулирования устанавливается новое значение частоты тока, определяемое статизмом характеристик регулирования.

Регулирование частоты тока и активной мощности генераторов осуществляется воздействием на исполнительный орган регулятора частоты вращения первичного двигателя.

Для регулирования частоты вращения и частоты тока применяются регуляторы с астатической 1 и статической 2 характеристиками (рис. 21.7), выражающими зависимость угловой скорости ω и частоты f от значения активной мощности Р.

При регулировании по астатической характеристике частота в системе остается постоянной независимо от величины нагрузки. Регулирование по статической характеристике дает возможность получить заданное распределение активной нагрузки между генераторами, но при этом с увеличением нагрузки частота уменьшается.

Коэффициент статизма характеристики регулирования определяется по формулам:

где ωx.x, fx.x— угловая скорость и частота при холостом ходе;

ωном , fном — угловая скорость и частота при номинальной активной нагрузке генератора.

Регуляторы частоты вращения характеризуются также степенью неравномерности

где nх.х — частота вращения при холостом ходе;

nном— частота вращения при номинальной нагрузке;

nср — частота вращения при половинной нагрузке.

Основной способ регулирования частоты вращения — по мгновенному отклонению регулируемого параметра. На этом принципе основаны центробежные регуляторы частоты вращения, широко используемые в судовых электроэнергетических системах.

Устройство регулирования частоты и автоматического распределения активных нагрузок типа УРЧН.

На каждой из генераторных секций ГЭРЩ (рис. 21.8) установлены: датчик активного тока ДАТ и усилитель У; кроме того, на секции генератора Г1 установлен прибор регулирования частоты ПРЧ.

Каждый из датчиков активного тока ДАТ измеряет активную составляющую нагрузки своего генератора. Датчики активного тока через блокирующие контакты генераторных выключателей соединены по дифференциальной схеме. Разностный ток их выходов протекает по обмоткам управления всех магнитных усилителей устройства. Выбор балластного агрегата (т. е. агрегата, регулировочная характеристика которого в процессе распределения остается фиксированной) осуществляется путем выключения питания усилителя выбранного агрегата. Выход каждого усилителя включен на обмотку управления двигателя регулятора частям вращения агрегата.

Устройство типа УРЧН, включенное в систему, работает следующим образом. При равенстве значений активных нагрузок генераторов выходные токи датчиков активного тока равны, ток в цепи дифференциальной связи между датчиками отсутствует, напряжения на выходах усилителей равны нулю и двигатели регуляторов частоты вращения не работают.

При рассогласовании значений активных нагрузок агрегатов в цепи дифференциальной связи протекает ток, определяемый значением разности выходных токов датчиков ДАТ; на выходах усилителей появляется напряжение, полярность которого определяется направлением тока в обмотке управления усилителя У. Включенные к выходам усилителей серводвигатели СД в зависимости от полярности сигналов воздействуют на настройки регуляторов частоты вращения РЧВ, которые соответственно перемещают регулировочные характеристики регуляторов частоты вращения агрегатов в сторону уменьшения величины рассогласования активных нагрузок, чем достигается пропорциональное распределение активной мощности между генераторами.

Схемы уравнительных связей при параллельной работе синхронных генераторов.

Уравнительные связи применяются для равномерного распределения реактивных нагрузок между параллельно работающими синхронными генераторами, имеющими автоматическую систему регулирования напряжения.

Уравнительные связи осуществляют на постоянном и на переменном токе.

Принцип осуществления уравнительных связей на постоянном токе является единым для всех систем регулирования. В этом случае силовые выпрямители параллельно работающих генераторов по существу в свою очередь работают параллельно на общие шины, от которых при одинаковом напряжении питаются обмотки возбуждения генераторов. Если генераторы разной мощности, то в обмотку возбуждения генератора меньшей мощности включается соответствующий уравнительный резистор.

Схемы уравнительных связей на переменном токе для различных систем регулирования имеют специфические особенности.

Литература

Судовой механик: Справочник. Том 3 — Фока А.А. (2020)

Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС

Существующие подходы к регулированию напряжения в магистральных электрических сетях ориентированы преимущественно на решение двух задач: недопущение повышения напряжений до уровней, опасных для оборудования (по условию изоляции), и обеспечение нормативных запасов устойчивости (в контролируемых сечениях и по напряжению в узлах нагрузки).

В условиях возрастающих требований к повышению качества электроэнергии и снижению потерь в сетях необходимо развитие системы регулирования напряжения и реактивной мощности в Единой национальной электрической сети. Данное развитие должно основываться на широком применении современных средств регулирования напряжения и реактивной мощности, а также автоматических систем управления, в том числе централизованных.

При классическом подходе к регулированию напряжения в электрических сетях должны обеспечиваться:
• уровни напряжения на энергообъектах, допустимые для оборудования электрических станций и сетей;
• нормативные запасы устойчивости (в контролируемых сечениях и по напряжению в узлах нагрузки);
• уровни напряжения, обеспечивающие качество электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» на зажимах электроприёмников;
• минимум потерь электроэнергии в сетях (за счёт оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности).

Вся совокупность перечисленных задач в полном объёме не решена в ЕЭС России до сих пор.

Каждый электрик должен знать:  Регулиовка мощности ТЭНа обзор способов

При вертикально интегрированных компаниях в ЕЭС России этому препятствовали главным образом технологические проблемы. К их числу следует отнести: низкую оснащённость электрических сетей регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности; низкую надёжность устройств регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов; низкую наблюдаемость режимов сети; отсутствие необходимых программно-технических комплексов для оптимизации режимов энергосистем в темпе процесса; недостаток опыта построения многоуровневых автоматических (автоматизированных) систем регулирования напряжения и реактивной мощности.

В течение последних лет наметились положительные тенденции, способные постепенно устранить технологические барьеры для решения всего комплекса задач регулирования напряжения в энергосистемах. Однако в процессе реструктуризации электроэнергетики взамен технологических сформировались новые организационные барьеры, которые не менее (а может, и более) технологических сдерживают внедрение современных технологий, необходимых для повышения качества управления электрическими режимами сетей. Это связано с разделением единой технологической цепочки на функции и на зоны ответственности за их выполнение между различными вновь образованными субъектами (генерация, магистральные и распределительные сетевые компании, ОАО «СО ЕЭС»), интересы которых по ряду вопросов противоречат друг другу.

Возможно, и при текущей структуре электроэнергетики могут быть сформированы условия, которые будут гарантировать создание в перспективе современных систем регулирования напряжения в ЕЭС России. Однако для этого требуется решение ряда организационных и технологических проблем.

Для повышения качества регулирования напряжения в Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) ОАО «ФСК ЕЭС» в настоящее время реализует ряд мероприятий, которые должны способствовать повышению качества регулирования напряжения в ЕЭС России в целом.

В данной статье приведены результаты анализа существующих проблем и краткое описание реализуемых мероприятий по повышению качества регулирования напряжения в ЕНЭС.


ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕТОДА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
В ЕЭС РОССИИ

Метод регулирования напряжения в ЕЭС России, применяемый в настоящее время, основан на поддержании заданных графиков (уровней) напряжения в контрольных пунктах сети.

Контрольные пункты разделяются на:
• контрольные пункты в электрической сети 110 кВ и выше, устанавливаемые диспетчерскими центрами ОАО «СО ЕЭС»;
• контрольные пункты сетевых организаций в узлах электрических сетей 110 кВ и ниже, не относящихся к контрольным пунктам ОАО «СО ЕЭС».

Контрольные пункты ОАО «СО ЕЭС» и графики напряжения в них должны разрабатываться с учётом необходимости обеспечения:
• нормативных коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости в контролируемых сечениях;
• нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки.

Контрольные пункты сетевых компаний и графики напряжения в них должны разрабатываться с учётом необходимости обеспечения:
• нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки;
• нормативных показателей качества электроэнергии по отклонению напряжения (в том числе выполнения встречного регулирования напряжения);
• влияния напряжения в контрольном пункте на потери активной мощности.

Следует отметить, что указанное разделение контрольных пунктов и задач, для которых разрабатываются графики напряжения (и, соответственно, ответственности между субъектами электроэнергетики), введено впервые в проекте «Технологических правил работы электроэнергетических систем», разрабатываемых в настоящее время ОАО «СО ЕЭС». До этого при разработке графиков напряжения в контрольных пунктах подразделениями оперативно-диспетчерского управления вертикально интегрированных энергокомпаний должны были учитываться все перечисленные задачи регулирования напряжения в сетях.

Недостатки существующего метода регулирования напряжения. Подход к регулированию напряжения на основе поддержания графиков в контрольных пунктах сети применяется в отечественной энергетике в течение многих лет. Он разработан при перечисленных во введении к настоящей статье технологических ограничениях, которые не позволяли до последнего времени реализовывать более эффективное централизованное автоматическое регулирование напряжения в сетях.

Графики напряжения в контрольных пунктах сети разрабатываются, как правило, на периоды один месяц или один квартал. Соответственно, при их разработке не могут быть корректно учтены все установившиеся режимы, которые сложатся в период действия графиков с учётом возможных отклонений уровней потребления/генерации и схемы сети энергосистемы от планируемых. Тем более при разработке графиков не могут быть точно учтены погодные условия, что необходимо для точного моделирования потерь электроэнергии на корону в воздушных линиях при оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности.

Первичное регулирование напряжения на шинах электростанций и подстанций с регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности в настоящее время осуществляется автоматически, в соответствии с заданными графиками напряжения. Однако сами графики автоматически не актуализируются в темпе процесса с учётом фактических режимов работы энергосистем и топологии их сетей. Исходя из зарубежного опыта, для выполнения всех предъявляемых требований к уровням напряжения в установившихся режимах их оптимизация должна осуществляться с периодичностью не реже одного раза в двадцать минут. Таким образом, централизованное регулирование напряжения в российских энергосистемах осуществляется практически в «ручном» режиме.

Ситуацию усугубляет и несовершенство нормативных требований к уровням напряжения и компенсации реактивной мощности в сетях, а также к процессам управления ими, с учётом разделения вертикально интегрированных компаний на различные субъекты по видам деятельности: генерация, передача и распределение электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление. Необходимо совершенствование нормативной базы с установлением чётких требований к уровням напряжения и реактивной мощности на границах различных субъектов электроэнергетики, а также с разделением ответственности между ними по данному направлению.

Перечисленные факторы являются основными недостатками существующего подхода к регулированию напряжения в ЕЭС России. Невозможность обеспечить при данном подходе решение всех стоящих задач по регулированию напряжения в сетях подтверждается:
• большим количеством случаев выхода напряжения за установленные пределы в сетях всех классов напряжения;
• неудовлетворительным качеством электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» в сетях;
• наличием существенного потенциала снижения потерь электроэнергии в сетях за счёт оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности (по расчётам ОАО «ФСК ЕЭС» и различных проектных и исследовательских организаций).

Также необходимо остановиться на причинах недостаточной мотивации ОАО «СО ЕЭС» к обеспечению качества электроэнергии и оптимизации потерь электроэнергии в сетях при регулировании напряжения. К их числу относятся:
• границы зоны ответственности ОАО «СО ЕЭС», которые не охватывают (да и не могут охватывать) все средства регулирования напряжения распределительных сетевых компаний. Соответственно, при отсутствии конкретных требований к уровням напряжения на границах магистральной и распределительной сетей размывается граница ответственности между субъектами за обеспечение качества электроэнергии в сетях;
• отсутствие прямых взаимоотношений между подразделениями ОАО «СО ЕЭС» и конечными потребителями. Финансовые претензии о низких качестве электроэнергии и надёжности электроснабжения предъявляются потребителями к сетевым компаниям на основании соответствующих договоров на передачу электроэнергии и практически не могут быть перенаправлены в адрес субъекта оперативно-диспетчерского управления, поскольку договоры между сетевыми компаниями и ОАО «СО ЕЭС» не предусмотрены действующей конструкцией рынка электроэнергии;
• отсутствие в составе ключевых показателей эффективности ОАО «СО ЕЭС» необходимых показателей, характеризующих эффективность управления режимами энергосистем со стороны его подразделений в части качества и потерь электроэнергии в сетях.

Далее в статье рассмотрены дополнительные факторы, препятствующие реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии за счёт оптимизации режимов энергосистем по напряжению и реактивной мощности.

ПРОБЛЕМЫ, ПРЕПЯТСТВУЮЩИЕ ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЕЭС РОССИИ

Снижение участия генераторов электростанций в регулировании напряжения. В настоящее время в балансах реактивной мощности российских энергосистем в среднем 60—70% составляет реактивная мощность генераторов электростанций. Столь значительная доля (при этом управляемая) обуславливает доминирующую роль электростанций в регулировании напряжения в ЕЭС России.

Как известно, соотношение активной и реактивной мощностей, вырабатываемых генератором, определяется его P-Q диаграммой. При существующей конструкции рынка электроэнергии в России доход большинства генерирующих компаний определяется лишь активной мощностью электростанций и, соответственно, отпущенной в сеть электроэнергией. Регулирование реактивной мощности (напряжения) в энергосистемах является побочной технологической обязанностью для электростанций, при этом не приносящей доходов.

Это объясняет тот факт, что, несмотря на требования ОАО «СО ЕЭС» по обеспечению паспортных диапазонов регулирования реактивной мощности генераторов (включая режимы потребления реактивной мощности), электростанции стремятся сокращать фактический диапазон изменения реактивной мощности, доступный для регулирования.

С точки зрения генерирующих компаний, оптимальным режимом для генератора является режим с максимальной выдачей активной мощности при минимально возможной генерации реактивной мощности по условию устойчивой параллельной работы данного генератора с ЕЭС. В этом режиме дополнительные потери электроэнергии в машине относительно невелики, а её установленная мощность используется наиболее эффективно с точки зрения экономических показателей работы оборудования.

Режимы потребления реактивной мощности для генерирующих компаний также экономически нецелесообразны, поскольку приводят к сокращению ресурса генераторов (вследствие повышенного нагрева обмоток), а также к дополнительным потерям электроэнергии на станциях. Так, например, работа мощного гидрогенератора в режиме синхронного компенсатора будет сопровождаться потерями активной мощности более 1 МВт.

Необходимо отдельно прокомментировать рынок системных услуг в части регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистемах. Конструкция, сформированная по данному направлению в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 г. № 117, не может претендовать на полноценный рыночный механизм. Фактически это лишь механизм компенсации затрат генерирующих компаний по обеспечению работы генераторов в режиме синхронного компенсатора, необходимых для снижения напряжения на участках ЕНЭС, недостаточно оснащённых средствами компенсации реактивной мощности. С учётом долгосрочной перспективы для государства было бы выгоднее включить данные затраты в инвестиционную программу ОАО «ФСК ЕЭС» с целью установки необходимых средств компенсации реактивной мощности вместо финансирования экономически не эффективной генерации. Исходя из неуспешного российского и зарубежного опыта построения рынков системных услуг в части регулирования напряжения и реактивной мощности, можно предположить, что в среднесрочной перспективе в сложившихся рыночных конструкциях данный вид рынка не может быть построен.

Таким образом, для генерирующих компаний отсутствуют экономические стимулы к участию в создании многоуровневых систем автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистемах.

В данной ситуации выходом может являться введение конкретных нормативных требований по участию электростанций в регулировании напряжения и реактивной мощности в ЕЭС России, в т.ч. по их участию в соответствующих многоуровневых системах автоматического управления.

Подобная идея выдвинута ОАО «ФСК ЕЭС» для включения в разрабатываемые «Технологические правила работы электроэнергетических систем», указанные выше. Однако данное предложение оценено как преждевременное. Таким образом, после утверждения «Технологических правил работы электроэнергетических систем» на среднесрочную перспективу будет сохранен и нормативно зафиксирован устаревший подход к регулированию напряжения в ЕЭС России, описанный выше.

Особенности регулирования напряжения в сетях по условию обеспечения качества электроэнергии. Таким образом, ответственность за регулирование напряжения в сетях с целью обеспечения качества электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» ложится на сетевые компании. И это в условиях, когда управление генерацией полностью осуществляется ОАО «СО ЕЭС», а возможности ОАО «ФСК ЕЭС» и распределительных сетевых компаний в части регулирования напряжения пока существенно ограничены. В этой ситуации необходимо отметить ряд факторов, препятствующих повышению качества электроэнергии в сетях по показателю «установившееся отклонение напряжения» в ближайшее время.

Требования к качеству электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» установлены ГОСТ 13109-97 на зажимах электроприёмников. Требования к уровням напряжения в питающих распределительной и магистральной сети по качеству электроэнергии расплывчаты и фактически сводятся к общему требованию по обеспечению встречного регулирования напряжения на шинах центров питания, под которыми понимаются шины среднего напряжения подстанций и электростанций, к которым через распределительную сеть присоединены потребители.

Таким образом, основная нагрузка по решению рассматриваемой задачи ложится на распределительные сетевые компании, возможности большинства из которых, с учётом высокой степени износа оборудования, невелики.

В этих условиях у распределительных сетевых компаний есть два возможных выхода. В первом случае — это осуществить колоссальные инвестиции в обеспечение работоспособности РПН трансформаторов и в оснащение сетей большим количеством управляемых средств компенсации реактивной мощности. Во втором — понести минимальные затраты на восстановление работоспособности существующих средств регулирования напряжения (либо на установку дополнительных) только на наиболее критических участках сети. На все же претензии потребителей, получающих питание от остальных, не реконструированных, сетей с низким качеством электроэнергии, отвечать: «Я режимом не управляю, все вопросы к Системному оператору и ФСК, из сети которой приходит такое напряжение».

По понятным причинам многие распределительные сетевые компании вынуждены идти по второму пути.

Следует признать, что обеспечение качества электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» в среднесрочной перспективе с минимальными затратами общества в целом возможно лишь при регламентированном и нормированном участии всех субъектов электроэнергетики, вовлечённых в этот процесс ранее в составе вертикально интегрированных компаний.

Причины, препятствующие оптимизации режимов энергосистем по напряжению и реактивной мощности с целью снижения потерь электроэнергии.

Первая причина. Превращение рынка электроэнергии в «рынок генераторов».

Во всем мире при реформировании электроэнергетики по пути перехода к свободному ценообразованию и развитию розничных рынков наблюдается эффект перехода «рыночной власти» от потребителей к производителям электроэнергии. Российский рынок электроэнергии не является исключением.

Данный эффект в первую очередь проявляется в том, что правила рынка начинают диктовать именно генерирующие компании, спекулируя невозможностью строительства, реконструкции и надёжной эксплуатации генерирующих мощностей без непрерывного роста цен на электроэнергию и устойчивого роста электропотребления. Необходимо отметить, что при данной модели рынка опасения генерирующих компаний вполне обоснованны.

Таким образом, генерирующие компании по сути своей деятельности не могут поддерживать мероприятия по снижению электропотребления (и, соответственно, цен на электроэнергию), в том числе путём снижения потерь в сетях.

Проведённые исследования эффективности мероприятий по оптимизации режимов напряжения и реактивной мощности и их влиянию на потери электроэнергии показали, что эффект от управления реактивной мощностью электростанций даёт от 70 до 90% суммарного эффекта (оставшаяся доля относится на сетевые средства регулирования напряжения и реактивной мощности).

Получается, что наиболее эффективный инструмент оптимизации находится в руках у субъектов, которые напрямую заинтересованы, чтобы он не использовался. При этом основными субъектами, ответственными за снижение потерь электроэнергии, являются сетевые компании, не управляющие режимами работы энергосистем. При этом отсутствует (и даже не создаётся) необходимая нормативная база, которая могла бы принудить генерацию к развитию технологий, направленных на оптимизацию режимов энергосистем по напряжению реактивной мощности.

Вторая причина. Необходимость участия большого количества субъектов для внедрения технологии автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности.

Для проектирования и внедрения централизованной автоматической системы, обеспечивающей оптимизацию режимов по напряжению и реактивной мощности, требуется участие следующих субъектов: ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «СО ЕЭС», генерирующих компаний, крупных потребителей (с регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности).

Сетевые компании (в первую очередь ОАО «ФСК ЕЭС») являются инициаторами создания централизованных систем оптимизации режима по напряжению. Однако поскольку работа данных систем неразрывно связана с управлением режимами (в нормальных и послеаварийных состояниях энергосистем), то единственным субъектом, который имеет право оптимизировать режимы энергосистем, является ОАО «СО ЕЭС», которое, как показано выше, не имеет явных стимулов решать данную задачу.

Потребители имеют косвенный интерес к созданию систем оптимизации, а генерация, как показано выше, заинтересована в противодействии её созданию.

Таким образом, существует несоответствие зон полномочий и зон ответственности различных субъектов, которое на сегодня является одним из ключевых сдерживающих факторов.

Третья причина. Отсутствие технологии автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности в России.

В советское время существовал опыт автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности в отдельных энергосистемах. На текущий момент ни в одной из энергосистем ЕЭС России данная технология не применяется.

Требуются значительные усилия по созданию технологии с учётом возможностей существующих средств регулирования напряжения и реактивной мощности и на основе современных систем автоматического управления, в т.ч. иерархического.

В качестве базы необходимо использовать богатый зарубежный опыт, например на основе технологий Smart Grid.

Четвёртая причина. Отказ сетевых компаний от автоматического управления РПН.

В последние двадцать лет сложилась практика повсеместного запрета на переключение РПН (авто-) трансформаторов под нагрузкой. Следует признать наличие объективных причин этого, связанных в первую очередь с недостаточной надёжностью РПН старого трансформаторного оборудования.

Тем не менее данный подход настолько укоренился в практике сетевых компаний всех уровней, включая ОАО «ФСК ЕЭС», что даже на современных высоконадёжных РПН новых трансформаторов переключение под нагрузкой скорее исключение, чем норма, не говоря уже об автоматическом регулировании напряжения.

Необходимо повышать эффективность использования РПН на подстанциях ЕНЭС путём обеспечения возможности обязательного применения новых РПН в автоматическом режиме, в т.ч. путём телеуправления из соответствующего центра управления сетями или диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС».

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕНЭС, РЕАЛИЗУЕМЫЕ ОАО «ФСК ЕЭС»

Организационные мероприятия. В 2011 г. разработана и готовится к утверждению типовая инструкция для оперативного персонала ОАО «ФСК ЕЭС» по поддержанию требуемых уровней напряжения в ЕНЭС.

Данный документ согласован ОАО «СО ЕЭС» и предназначен для использования оперативным персоналом подстанций и центров управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» при мониторинге режимов работы ЕНЭС и реализации мероприятий по поддержанию требуемых уровней напряжения в сети. В нём обобщены и упорядочены все существующие в России требования к регулированию напряжения и реактивной мощности в электрических сетях.

В соответствии с «Технологическими правилами работы электроэнергетических систем» в инструкции вводятся понятия контрольных пунктов ОАО «ФСК ЕЭС» и графиков напряжения в них. К числу данных контрольных пунктов отнесены шины подстанций ЕНЭС с номинальным напряжением 110 кВ и ниже, не включённые в состав контрольных пунктов ОАО «СО ЕЭС».

В инструкции также описаны действия оперативного и режимного персонала ОАО «ФСК ЕЭС» по разработке и реализации мероприятий по поддержанию требуемых уровней напряжения в ЕНЭС, как путём использования средств регулирования напряжения и реактивной мощности, установленных в ЕНЭС, так и путём взаимодействия персонала ОАО «ФСК ЕЭС» с персоналом прочих субъектов электроэнергетики, в т.ч. с оперативно-диспетчерским персоналом ОАО «СО ЕЭС» и персоналом прочих сетевых компаний и потребителей, присоединённых к ЕНЭС.

После утверждения в начале 2012 г. данная инструкция станет базовым документом для оперативного персонала ОАО «ФСК ЕЭС», обеспечивая методическую основу мероприятий ОАО «ФСК ЕЭС» по повышению качества регулирования напряжения в ЕНЭС.

Оснащение ЕНЭС дополнительными современными средствами регулирования напряжения и реактивной мощности. Для повышения управляемости режимов ЕНЭС в течение последних лет ОАО «ФСК ЕЭС» реализует масштабную программу по установке современных регулируемых средств компенсации и реактивной мощности. В соответствии с ней в магистральной сети России уже установлены и эксплуатируются средства компенсации большинства типов, используемых в мире: СТК, УШР, АСК, СТАТКОМ, вакуумно-реакторные группы.

В табл. 1 представлен состав и параметры средств компенсации, установленных в последние годы, а в табл. 2 — планируемых к установке в ближайшем времени.

Кроме применения в ЕНЭС перечисленных средств компенсации, в настоящее время в рамках НИОКР рассматриваются возможности для применения фильтро-компенсирующих и фильтро-симметрирующих устройств, в т.ч. активных (автоматически регулируемых) устройств. Применение данных средств компенсации, наряду с регулированием уровней напряжения в сети, необходимо для компенсации высших гармоник и несимметрии напряжений на отдельных участках ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

Следует отметить, что в отсутствии централизованных автоматических систем регулирования напряжения в российских энергосистемах системы автоматического управления регулируемых средств компенсации реактивной мощности настраиваются либо на стабилизацию напряжения на шинах подстанции, на которой они установлены, либо на режим поддержания постоянной реактивной мощности (тока) устройства.

Безусловно, установка регулируемых средств компенсации упростила решение задачи регулирования напряжения в магистральной сети. Однако с учётом того, что системы автоматического управления современных средств компенсации могут быть интегрированы в системы управления верхнего уровня, реализующие более сложные и эффективные алгоритмы, можно утверждать, что возможности установленных в ЕНЭС устройств используются не в полной мере.

До последнего времени значительные затраты ОАО «ФСК ЕЭС» на широкое внедрение регулируемых средств компенсации реактивной мощности обосновывались главным образом стремлением освоить современные технологии, применяемые в мире при создании «гибких» электропередач (FACTS). Глубоких технико-экономических обоснований эффективности применения данных устройств, как правило, не проводилось.

Расчёты показывают, что дополнительные затраты на применение регулируемых средств компенсации в магистральной сети (по сравнению с нерегулируемыми) не могут быть компенсированы лишь снижением затрат на оптимизацию потерь электроэнергии в сетях. Следует ожидать, что эффективность применения регулируемых средств компенсации в ЕНЭС может быть обоснована повышением устойчивости электропередач и устойчивости нагрузки, а также повышением качества электроэнергии в сетях. Однако в последнее время серьёзных практических исследований для подтверждения данного предположения не проводилось. При этом можно констатировать, что ряд нерегулируемых средств компенсации и некоторые УШР, установленные в ЕНЭС сегодня, более 90% времени не используются или работают на холостом ходу, что вызывает вопросы о рациональности принятых решений их применения.

На волне создания активно-адаптивной сети, объявленного ОАО «ФСК ЕЭС», многие организации в проектах по развитию и реконструкции ЕНЭС предлагают повсеместную установку регулируемых средств компенсации (едва ли не на каждой подстанции 500— 750 кВ), пренебрегая традиционными нерегулируемыми устройствами. При этом нередко качество обосновывающих материалов не выдерживает никакой критики, создавая впечатление, что предлагаемое решение лишь следует «модным» тенденциям.

В сложившихся условиях ОАО «ФСК ЕЭС» намерено более взвешенно подходить к решениям по установке в ЕНЭС дополнительных регулируемых средств компенсации. Это не означает, что планируется отказаться от их применения, но, с учётом существенно более высокой стоимости регулируемых устройств по сравнению с нерегулируемыми, технико-экономическому обоснованию предлагаемых вариантов будет уделяться повышенное внимание.

Для уточнения порядка и критериев выбора мест установки, типа и параметров средств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС разработан стандарт компании «Методические указания по обоснованию применения в электрических сетях ЕНЭС устройств компенсации реактивной мощности». Данный документ планируется ввести в действие в 2012 г. после согласования с ОАО «СО ЕЭС».

Развитие технологии централизованного автоматического регулирования напряжения и перетоков реактивной мощности в энергосистемах.

В «Технологические правила работы электроэнергетических систем» по инициативе ОАО «ФСК ЕЭС» включён следующий пункт: «Для обеспечения регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций могут использоваться устройства автоматического управления режимом работы оборудования сетевых организаций. Логика действия и настройка устройств автоматического управления режимов работы оборудования сетевых организаций, относящихся к объектам диспетчеризации, должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления».

В соответствии с этим, а также в рамках создания активно-адаптивной сети ОАО «ФСК ЕЭС» в ближайшие годы планирует разрабатывать и внедрять системы автоматического управления напряжением и реактивной мощностью в сети, координированно управляющие средствами регулирования, установленными на нескольких подстанциях ЕНЭС.

В настоящее время в рамках НИОКР выполняются обоснования и разрабатываются детальные технические задания на два пилотных проекта по данному направлению. Целью первого проекта является разработка централизованной автоматизированной системы регулирования напряжения и реактивной мощности в Юго-западном районе Кубанской энергосистемы. Целью второго — разработка системы управления напряжением в новом строящемся энергокластере «Эльгауголь» (ОЭС Востока).

Электроснабжение Юго-Западного района Кубанской энергосистемы обеспечивается от 10 подстанций 220 кВ ЕНЭС, на которых установлено 5 СТК суммарной мощностью 250 Мвар и 8 БСК суммарной мощностью 350 Мвар. В составе проекта исследуется эффективность централизованного регулирования напряжения в энергорайоне с участием указанных средств компенсации реактивной мощности, а также РПН автотрансформаторов данных подстанций ЕНЭС. Оценивается влияние централизованного регулирования на:
• потери электроэнергии в сетях;
• устойчивость нагрузки при технологических нарушениях в энергосистеме при нормальных и ремонтных схемах сети;
• качество электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения».

Предполагается, что в нормальных режимах работы энергосистемы управляющие воздействия, выдаваемые системой автоматического регулирования, будут определяться на основе результатов оптимизационных расчётов режимов по напряжению и реактивной мощности по итогам периодической (не реже одного раза в двадцать минут) оценки состояния текущего режима сети по данным телеметрии. Алгоритмы работы системы при ликвидации аварий в сети предстоит разработать.

Проект в Кубанской энергосистеме осуществляется с участием ОАО «СО ЕЭС». С учётом того, что проектируемая система управления представляет собой достаточно сложный комплекс, определяющий режимы работы крупного энергорайона, помимо технических требуется решение и ряда организационных вопросов. В первую очередь это касается разделения границ ответственности подразделений сетевой компании и субъекта оперативно-диспетчерского управления за функционирование системы автоматического регулирования в нормальных режимах и при ликвидации аварий в энергосистеме.

Энергокластер «Эльгауголь» будет включать в себя участок сети 220 кВ (четыре подстанции 220 кВ ЕНЭС и связывающие их воздушные линии 220 кВ), а также распределительные сети промышленных предприятий, получающих питание от данного участка ЕНЭС. На подстанциях 220 кВ района будут установлены СТК и БСК, которые вместе с РПН трансформаторов планируется объединить под управлением единой автоматической системы.

Предполагается, что на первом этапе проекта система автоматического управления напряжением в районе будет установлена на одной из подстанций 220 кВ энергокластера на основе специально разрабатываемого моделирующего комплекса. Позднее, после внедрения в центре управления сетями Амурского предприятия магистральных электрических сетей современного программно-технического комплекса (с функциями оценки состояния и оптимизации режима сети по напряжению и реактивной мощности), управление напряжением в сети энергокластера может осуществляться из данного центра управления сетями. Завершение НИОКР по обоим проектам намечено на 2012 год.

ВЫВОДЫ

Совокупность задач по регулированию напряжения в электрических сетях до сих пор не решена в полном объёме в ЕЭС России. Причинами этого в первую очередь являются технические проблемы, связанные с недостаточной управляемостью электрических сетей, а во вторую — организационные барьеры, возникшие в ходе реформы электроэнергетики.

Метод регулирования напряжения на основе поддержания заданных графиков в контрольных пунктах сети не в состоянии обеспечить уровни напряжения с учётом всех предъявляемых требований.

Каждый электрик должен знать:  Щитки этажные описание, характеристики, конструкция

Дальнейшее развитие системы регулирования напряжения и реактивной мощности должно основываться на широком применении современных средств регулирования под управления централизованных систем автоматического управления.

ОАО «ФСК ЕЭС» в настоящее время реализует ряд мероприятий, направленных на повышение качества регулирования напряжения в ЕНЭС. К ним относятся организационные мероприятия силами оперативного персонала подстанций и центров управления сетями, мероприятия по оснащению ЕНЭС современными средствами регулирования напряжения и реактивной мощности, разработка пилотных централизованных автоматических систем регулирования напряжения и реактивной мощности в сети.

Регулирование частоты и мощности в энергосистемах

В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии.

Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы. Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

· первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;

· вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;

· третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

Рассмотрим более подробно первичное регулирование частоты. Оно осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды).

При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 3.3.

Из рис. 3.3 видно, что при снижении частоты с f до f« в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆P1 и ∆Р2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности ∆Р пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆Р. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номи­нальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Если необходимо, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, надо, чтобы у этого агрегата были большая мощность и меньший статизм.

Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределенности в распределении нагрузки между агрегатами. На рис. 3.4 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆fнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой f и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка). В установившемся режиме при данной частоте, например f1, рабочие точки всех агрегатов расположены на линии f = f1, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 3.4).

Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆fнеч и обратно пропорционален статизму характеристики регулирования. Чтобы повысить качество регулирования частоты, необходимо по возможности добиваться меньшего статизма. Однако при меньшем статизме существенно увеличивается неопределенность нагрузки агрегата. Поэтому на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц. Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %. Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросе нагрузки.

Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 3.5 показаны характеристика эквивалентного генератора Рг(f) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Рн от частоты.

Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. Например, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит. Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты. В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 3.5.

То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (лВ

Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонения частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты после появления небаланса мощности.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличие от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима, вызванные первичным регулированием частоты. Электростанции и потребители возвращаются в исходный режим работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами. Энергоблоки ТЭС рассчитаны на базисный режим работы. Однако в настоящее время они все шире привлекаются к регулированию суточного графика нагрузки, причем диапазон регулирования их ограничен. Предельно допустимая разгрузка блоков зависит от вида сжигаемого топлива и составляет 20—40 % при работе на угле и 40—60 % при работе на газе и мазуте. Разгрузка энергоблоков неизбежно приводит к снижению их экономичности. Уже при нагрузках 50 % номинальной их экономичность ухудшается на 5—6 % при работе на газомазутном топливе и на 7—8 % при работе на угле. Гидроагрегаты имеют существенно больший диапазон регулирования (за исключением периода паводка), меньшую зону нечувствительности АРЧВ. Поэтому обычно именно гидроэлектростанции участвуют во вторичном регулировании частоты.

Вторичное регулирование осуществляется за счет перемещения характеристики АРЧВ агрегата параллельно самой себе при помощи механизма управления турбиной. Соответственно перемещается и характеристи­ка эквивалентного генератора, как показано на рис. 3.6.

В крупных энергосистемах появляется необходимость поддержания соответствия производства и потребления электроэнергии не только в энергосистеме в целом, но и в отдельных ее частях (регионах). Эта необходимость может быть связана с хозяйственной самостоятельностью частей энергосистемы или с недостаточной пропускной способностью линий электропередачи, ограничивающей обмен мощностью между частями энергосистемы. Поддержание соответствия между потреблением и производством внутри регионов требует регулирования не только частоты, но и перетоков мощности.

С ростом энергосистем и их объединением колебания частоты уменьшаются, необходимость же в регулировании перетоков обычно возрастает, так как увеличивается вероятность появления слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. Поскольку вручную решать эту задачу весьма сложно, создаются системы автоматического регулирования частоты и мощности.

В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

· централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;

· децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

В основе централизованного принципа лежит регулирование одной энергосистемой частоты, т.е. баланса мощности во всем энергообъединении независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирование своих перетоков мощности другими энергосистемами независимо от частоты. Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеются достаточный резерв мощности и диапазон регулирования и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации небаланса мощности, возникающего в любой энергосистеме.

Основным недостатком данного принципа являются неравноправные взаимоотношения энергосистем объединения, одна из которых несет затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространен в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран (UCTE, NORDEL и др.).

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнеров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности. При этом обеспечивается устранение в данной энергосистеме небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других энергосистемах.

К недостаткам принципа относится необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой-«виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима.

В заключение рассмотрим кратко современное состояние регулирования частоты и мощности в Единой энергетической системе России. Анализируется и исследуется возможность создания энергообъединения «Восток — Запад» на основе использования уже существующих линий электропередачи переменного тока 400—750 кВ между Украиной и странами Центральной Европы. В связи с этим проведены исследования качества регулирования частоты в Западной и Восточной зонах будущего энергообъединения. Исследования показали более низкую стабильность частоты в Восточной зоне (среднесуточные отклонения частоты на Западе 10—20 мГц, а на Востоке — большие значения). Особенно большие отклонения на Востоке происходят весной и во второй половине ночи, что говорит об отсутствии гибкости средств регулирования, особенно энергоблоков ТЭС, о трудностях разгрузки энергоблоков и о недостаточности средств краткосрочного регулирования, что объясняется в основном следующими причинами:

· величина и характеристики вращающегося резерва не являются жестко регламентированными;

· крупные тепловые и тем более атомные электростанции в регулировании частоты практически не участвуют из-за их низкой маневренности и неготовности к этому оборудования и технологической автоматики;

· вследствие неудовлетворительной структуры генерирующих мощностей (недостаточная мощность ГЭС, одна ГАЭС на всю Россию, отсутствие на ТЭС энергоблоков с хорошей маневренностью и т. п.) нет возмож­ности поддерживать баланс мощности при нормальной частоте в отдельные ночные часы и в период паводка из-за недостаточного регулировочного диапазона ТЭС. Энергоблоки мощностью 300 и 800 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты недоиспользуются. Одной из причин этого является отсутствие материальной заинтересованности электростанций в активном участии в регулировании частоты в энергосистеме.

В настоящее время прорабатываются мероприятия, которые позволят повысить качество регулирования частоты в ЕЭС России, что важно не только в связи с перспективой создания энергообъединения «Восток — Запад», но и для самой ЕЭС России.

Дата добавления: 2014-12-21 ; просмотров: 2722 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Регулирование графика нагрузки, частоты, напряжения, активной и реактивной мощностей в энергосистеме

Реальная мощность нагрузки электростанции. Статические характеристики двух параллельно работающих генераторов. Зона нечувствительности регулятора и агрегата. Централизованный и децентрализованный принципы вторичного регулирования частоты и мощности.

Рубрика Физика и энергетика
Вид реферат
Язык русский
Дата добавления 14.07.2020
Размер файла 399,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Регулирование графика нагрузки, частоты, напряжения, активной и реактивной мощностей в энергосистеме

Энергосистемы условно подразделяют на избыточные, дефицитные и самобалансирующиеся в зависимости от соотношения установленной (рабочей) мощности их электростанций и своей нагрузки.

Характерными для энергосистемы являются следующие положения:

*равенство частот во всех узлах системы в любой момент времени;

*принципиальное неравенство по модулю или по фазе напряжений различных узлов при наличии между ними перетоков мощности;

*баланс в каждый данный момент времени активных мощностей источников и потребителей

мощность электростанция генератор

где РГ-активная мощность, генерируемая источниками электроэнергии;

РНГ-мощность, потребляемая нагрузкой (потребителями);

РСН-потребление мощности на собственные нужды электростанций (технологический расход).

Увеличение в определенных пределах мощности нагрузки сверх располагаемой мощности электростанций ведёт к снижению частоты в системе, поскольку баланс мощности с учётом регулирующего эффекта нагрузки наступает при пониженной частоте. При чрезмерном увеличении нагрузки может быть нарушена устойчивость работы отдельных генераторов, электростанций и даже энергосистемы в целом.

При уменьшении нагрузки частота в системе может возрастать до тех пор, пока регуляторы частоты электростанций не обеспечат баланс мощности при номинальной частоте сети. Баланс в каждый данный момент времени реактивных мощностей источников и потребителей:

Увеличение реактивной мощности нагрузки ведёт к снижению напряжения в узлах сети, и наоборот, снижение реактивной нагрузки вызывает рост напряжения в узлах сети. Имеющиеся в энергосистемах регулируемые источники реактивной мощности должны обеспечивать поддержание напряжения в узлах сети (при изменении их нагрузки) в заданных пределах, определяемых требованием к качеству напряжения. Оперативное управление энергетикой осуществляют диспетчерские службы, а также дежурный персонал энергоустановок. Диспетчерское управление охватывает четыре уровня территориальной иерархии:

*Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС России;

*Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). На территории России имеются следующие Объединенные энергетические системы (ОЭС): Центра, Северо-запада, Северного Кавказа, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока;

*Региональные диспетчерские управления (РДУ) осуществляют контроль над выработкой (потреблением) электрической энергии, занимаются краткосрочным и долгосрочным планированием и прогнозированием работы местной энергосистемы (ЭС);

*Дежурный персонал электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей, обеспечивающих управление соответствующей энергоустановкой.

Важными вопросами при планировании режимов работы и обеспечении качества функционирования энергосистемы являются, в частности, следующие:

*определение и обеспечение оптимального долевого участия электростанций различного типа в покрытии суммарной нагрузки энергосистем;

*определение размера, обеспечение ввода и распределение по энергосистеме основной и резервной мощностей;

*оптимальное распределение активной нагрузки между электростанциями и их агрегатами;

*оптимальное регулирование перетоков активной и реактивной мощностей по сети;

*оптимальное распределение реактивной нагрузки между генерирующими и компенсирующими элементами ЭС (источниками реактивной мощности) при условии поддержании заданного (расчётного) уровня напряжения в узловых точках сети;

*регулирование частоты в системе в нормальном режиме;

*обеспечение статической и динамической устойчивости энергосистемы, её частей, электростанций и отдельных электрических машин;

*обеспечение нормированной надёжности работы энергосистем, их частей, электростанций, подстанций и отдельных элементов в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

*согласование требований энергосистем с возможностями и параметрами установленного в них оборудования.

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков Кзп=0,5-0,7 и имеет тенденцию к снижению ввиду появления новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления. Суточные графики нагрузки имеют два характерных максимума (дневной и вечерний) с преобладанием вечернего над дневным, (рисунок 1).

Рисунок 1-Суточный график нагрузки энергосистемы

Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различного типа, с тем, чтобы получить в целом по системе положительный экономический эффект. При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами (выработка на необходимом санитарном пропуске воды). В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть — ГЭС с водохранилищами и ГАЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля КЭС и частично ТЭЦ вытесняются в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт их оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируется зимой, а ТЭС и АЭС-весной и летом. В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный и аварийный), составляющий примерно 10-12% установленной мощности энергосистемы, и хозяйственный, составляющий около 3%. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы её общий резерв должен составлять 13-15% установленной мощности.

Реальная мощность нагрузки электростанции равна

где Ррез.хол-мощность холодного не вращающегося резерва;

С учётом устойчивости и надёжности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показал опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5-3,5 установленной мощности энергосистемы. Отсюда следует, что агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах. Регулирование частоты и мощности в энергосистемах. В настоящее время всё производство, практически всё распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока-частота, величина и форма кривой напряжения -приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приёмники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты-50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчётным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качество электроэнергии. Согласно ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии частота в энергосистемах должна поддерживаться с точностью±0,2

Гц (95% времени суток). Допускается кратковременная (не более 72 минут в сутки) работа энергосистемы с отклонением частоты в пределах±0,4 Гц.

Столь жёсткие требования объясняются тем, что частота переменного тока непосредственно связана с частотой вращения агрегатов, преобразующих механическую энергию в электрическую, т.е. генераторов, и агрегатов преобразующих электрическую энергию в механическую, т.е. двигателей. Изменение же частоты вращения, даже небольшое, существенно влияет на режим работы вращающихся механизмов. Снижение частоты приводит к падению производительности насосов, вентиляторов и других механизмов.

Примером механизма, предъявляющего весьма жёсткие требования к точности поддержания частоты вращения, является паровая турбина. Турбостроительные заводы требуют, чтобы частота не оставалась длительно ниже 49,5 Гц и выше 50,5 Гц, иначе возможно повреждение лопаток турбин (резонансная вибрация). Таким образом, наиболее серьёзные требования к точности регулирования частоты предъявляются самими электростанциями.

Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы.

Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в системе небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо, или увеличить активную мощность, вырабатываемую генераторами на электростанциях, или отключить часть потребителей легко переносящих кратковременные перерывы в электроснабжении.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса активной мощности в любой части системы;

вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;

третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

Первичное регулирование осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды). При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя.

Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабжённых АРЧВ, показаны на рисунке 2.

Рисунок 2-Статические характеристики параллельно работающих генераторов

Из рисунка видно, что при снижении частоты до ѓ // в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ДР1 и ДР2 соответственно, что способствует поддержанию частоты в системе ѓ / . Приращение мощности ДР пропорционально мощности агрегатов и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ДР. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номинальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонение частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты ѓ после появления небаланса мощности. Это объясняется наличием зоны нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределённости в распределении нагрузки между агрегатами. На рисунке 3 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности Дѓнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата.

Рисунок 3-Зона нечувствительности регулятора и агрегата

Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц, а у паровых турбин по техническим условиям до 0,15 Гц.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличии от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами.

С ростом отдельных энергосистем и их объединением с другими менее мощными в одну ОЭС колебание частоты уменьшается, необходимость же в регулировании перетоков резко возрастает, так как увеличивается появление слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

*централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;

*децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

В основе централизованного принципа лежит регулирование одной энергосистемой частоты, т.е. баланса мощности во всей ОЭС независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирования своих перетоков мощности другим энергосистемам не зависимо от частоты. Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеется достаточный резерв мощности и диапазон регулирования, и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации небаланса мощности, возникающего в любой точке ОЭС.

Основным недостатком данного принципа является неравноправие взаимоотношения энергосистем ОЭС, одна из которых несёт затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространён в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран.

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнёров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности.

К недостаткам принципа относятся необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой — «виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима, по командам ОДУ.

Перетоки реактивной мощности осуществляются регулированием на пограничных подстанциях напряжения, которые являются контрольными пунктами, при этом стремятся минимизировать перетоки реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи.

Для пограничных подстанций в нормальных режимах диапазон длительно допустимых уровней напряжения составляет:

для 220 кВ-187-252 кВ

для 330 кВ-47-363 кВ

для 500 кВ-475-525 кВ

для 750 кВ-712-787 кВ

Диапазон длительно допустимых уровней напряжения может иметь другие взаимосогласованные значения, определяемые по условиям устойчивости и надёжности работы оборудования.

Управление перетоками реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи и уровням напряжения в контрольных пунктах осуществляется с учётом текущей ситуации в параллельно работающих системах.

Для поддержания взаимосогласованных уровней напряжения и перетоков реактивной мощности, оперативный персонал энергосистем принимает согласованные решения, учитывая уровни (перепад) напряжения по концам межсистемных линий, направление и величину перетока реактивной мощности по ним, используя:

— имеющиеся резервы реактивной мощности электростанций;

— синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы:

— регулировочные возможности управляемых шунтирующих реакторов;

— регулировочные возможности автотрансформаторов;

— батареи статических конденсаторов;

— другие средства регулирования.

Контрольными пунктами по напряжению являются взаимосогласованные подстанции и электростанции напряжением 220 кВ и выше. Стороны на предстоящий период взаимосогласовывают графики напряжения в контрольных пунктах с возможностью их корректировки при изменении параметров режима. Контроль напряжения в контрольных пунктах и перетоков реактивной мощности по межсистемным линиям электропередачи производится по данным телеизмерений. В спорных случаях приоритетными являются показания измерительных приборов на объектах.

Борисов Ю.М. Электротехника : учеб. пособие для вузов / Ю.М. Борисов, Д.Н. Липатов, Ю.Н. Зорин. — Изд.3-е, перераб. и доп. ; Гриф МО. — Минск : Высш. шк. А, 2007. — 543 с

Григораш О.В. Электротехника и электроника : учеб. для вузов / О.В. Григораш, Г.А. Султанов, Д.А. Нормов. — Гриф УМО. — Ростов н/Д : Феникс, 2008. — 462 с

Лоторейчук Е.А. Теоретические основы электротехники : учеб. для студ. учреждений сред. проф. образования / Е.А. Лоторейчук. — Гриф МО. — М. : Форум: Инфра-М, 2008. — 316 с.

Федорченко А. А. Электротехника с основами электроники : учеб. для учащ. проф. училищ, лицеев и студ. колледжей / А. А. Федорченко, Ю. Г. Синдеев. — 2-е изд. — М. : Дашков и К°, 2010. — 415 с.

Катаенко Ю. К. Электротехника : учеб. пособие / Ю. К. Катаенко. — М. : Дашков и К ; Ростов н/Д : Академцентр, 2010. — 287 с.

Москаленко В.В. Электрический привод : Учеб. пособие для сред. проф. образования / В.В. Москаленко. — М. : Мастерство, 2000. — 366 с.

Савилов Г.В. Электротехника и электроника : курс лекций / Г.В. Савилов. — М. : Дашков и К, 2009. — 322 с.

Синдеев Ю. Г. Электротехника с основами электроники : учеб. пособие для проф. училищ, лицеев и колледжей / Ю. Г. Синдеев. — Изд. 12-е, доп. и перераб. ; Гриф МО. — Ростов н/Д : Феникс, 2010. — 407 с.

Евдокимов, Ф.Е. Теоретические основы электротехники: учеб. для средн. проф. обр. / Ф.Е. Евдокимов — М.: Academia, 2004. — 560 c.

Данилов, И.А. Общая электротехника с основами электроники / И.А. Данилов -М.: Высш .шк., 2000. — 752 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Баланс активных и реактивных мощностей в энергосистеме. Нормальное отклонение частоты переменного тока. Связь между изменениями частоты и напряжения с изменениями генерируемой активной и реактивной мощностями. Изменение реактивной мощности на входе.

презентация [601,5 K], добавлен 26.10.2013

Понятие первичного и вторичного регулирования частоты. Ее изменение в электроэнергетических системах при набросе мощности нагрузки. Анализ работы ведущей станции. Ограничения по ТЭС. Случаи применения автоматической аварийной разгрузки по частоте.

презентация [618,7 K], добавлен 26.10.2013

Связь баланса активной мощности и частоты. Оценка влияния частоты на работу электроприемников. Статические характеристики и способы регулирования частоты. Автоматическая частотная разгрузка: принцип действия, категории и основные требования к ней.

презентация [101,9 K], добавлен 30.10.2013

Частота переменного электрического тока как один из показателей качества электрической энергии. Устройства автоматической частотной разгрузки, их работа в условиях дефицита активной мощности. Ограничение повышения частоты, расчет мощностей нагрузки.

курсовая работа [483,0 K], добавлен 11.05.2010

Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС.

курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.01.2020

Составление баланса активной и реактивной мощностей генератора и нагрузки. Проверка его выполнимости для симметричного и несимметричного режимов. Расчет фазного и линейного напряжения и мощности генератора. Построение топографической диаграммы токов.

контрольная работа [374,5 K], добавлен 16.05.2015

Подготовка исходных данных для оптимизации режимов энергосистемы. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. Экономическое распределение активной мощности между электростанции по критерию: «Минимум потерь активной мощности».

курсовая работа [544,2 K], добавлен 29.08.2010

Анализ режимов работы для комплексов действующих значений напряжений и токов; определение сопротивления нагрузки. Коэффициенты отражения и затухания волн от согласованной нагрузки для напряжения. Мгновенные значения тока, напряжения, активной мощности.

презентация [292,2 K], добавлен 28.10.2013

Параметры элементов и режима энергосистемы. Расчет расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. экономичное распределение активной мощности между электростанциями.

курсовая работа [570,3 K], добавлен 18.01.2015

Составление баланса активной мощности и выбор генераторов проектируемой ТЭЦ, обоснование схемы и напряжения электрической сети. Выбор и размещение трансформаторов, компенсирующих устройств и сечений проводов. Регулирование напряжения в узлах нагрузки.

курсовая работа [582,2 K], добавлен 06.03.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

Регулирование напряжения и реактивной мощности в распределительных электрических сетях 6-10/0,4 кВ.

Основые цели регулиования напряжения и компенсации реактивной мощности: Отклонения напряжения у электроприемников потребителей не должны превышать определенных, нормированных заводами–изготовителями значений; Для надежной работы электрооборудования электрических станций и подстанций, линий электропередачи максимальное рабочее напряжение не должно превышать значений, определяемых условиями работы изоляции и другими техническими ограничениями; Уровень напряжения влияет на предел передаваемой мощности и устойчивость параллельной работы генераторов электростанций и узлов нагрузки; От уровня напряжений зависят потери мощности и электроэнергии и, следовательно, экономичность режима сети.

Режимные особенности PC, которые следует учитывать при решении проблемы регулирования напряжения в PC.

1. PC можно рассматривать как индивидуальные системы электроснабжения, работающие в составе ЭЭС и получающие от нее электроэнергию. Границу между ЭЭС и индивидуальной системой электроснабжения целесообразно провести через ЦП последней, причем шины ВН ЦП и регулирующие устройства ЦП (трансформаторы с РПН, генераторы, СК, СТК, КБ системного значения) отнести к ЭЭС, а шины НН — к системе электроснабжения. Строго говоря, режимы ЭЭС и индивидуальной системы электроснабжения надо рассматривать совместно как единое целое. Но на практике режимы рассчитываются и анализируются по отдельности, что в особенности относится к режиму напряжений.

2. Основной критерий регулирования напряжения в PC — обеспечение качественных показателей электроэнергии, поскольку PC находятся в непосредственной электрической близости от потребителей. Если обеспечивается выполнение этих необходимых технических условий, то в пределах заданных допусков по качеству следует выбрать наиболее экономичный режим напряжений, обеспечивающий снижение потерь активной мощности и электроэнергии в PC. Из-за массовости PC потери в них могут составлять большую долю суммарных потерь в ЭЭС, поэтому даже небольшое снижение потерь дает ощутимый экономический эффект.

3. В PC расчет режима напряжений можно вести по продольной составляющей падения напряжения — потере напряжения, так как активное сопротивление в PC сопоставимо и превосходит реактивное.

4. Для уменьшения отрицательного влияния перетоков реактивной мощности целесообразно часть ее генерировать непосредственно в узлах нагрузки PC с помощью КБ.. Рекомендуется в первую очередь устанавливать КБ в узлах, наиболее удаленных от ЦП, в первом приближении — в узлах с наименьшими значениями токов КЗ.

Средний уровень напряжения в целом по сети, а также напряжения отдельных ее узлов зависят от потоков реактивной мощности. При повышении уровня напряжения на 1% потери активной мощности снижаются приблизительно на 2%. Поэтому повышение уровня напряжения служит одним из основных средств снижения нагрузочных потерь в сетях до 220 кВ включительно.

Для минимизации суммарных потерь активной мощности необходимо решать задачу оптимизации режима электрической сети по напряжениям, реактивным мощностям и коэффициентам трансформаций (U, Q и n) с одновременным вводом режима в допустимую область.

Основные средства регулирования напряжения и управления потоками реактивной мощности: Генераторы электростанций Синхронные компенсаторы Конденсаторные батареи Шунтирующие реакторы Статические источники реактивной мощности Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН и ПБВ Вольтодобавочные трансформаторы и линейные регуляторы

Синхронные компенсаторы как регулирующие устройства предназначены для стабилизации напряжения в точке подключения и регулирования его в небольших пределах (±5% номинального), а также для выработки и потребления реактивной мощности, чем они и влияют на режим ЭЭС. В настоящее время СК устанавливаются в тех точках ЭЭС, где график нагрузки передающих элементов меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции 330—500 кВ и выше, где СК устанавливаются на шинах низшего напряжения (10—20 кВ).

Шунтирующие реакторы служат для потребления излишней реактивной мощности. Реакторы выполняются в виде трехфазных и однофазных катушек без ответвлений с ненасыщенным магнитопроводом. Номинальные мощности реакторов , которые в силу малых потерь активной мощности (

В пределах допустимых отклонений напряжения проводимость реактора постоянна из-за ненасыщенного магнитопровода.

Изменяя баланс реактивной мощности, реакторы стабилизируют напряжение. Стабилизации последнего способствует и положительный регулирующий эффект реактора.

Статические компенсаторы (СТК) — комплексные устройства, не содержащие движущихся частей и пригодные как для потребления, так и для выработки реактивной мощности. Схемы СТК отличаются большим разнообразием, однако обязательно наличие накопительных элементов (индуктивности, емкости) и регулирующих элементов на основе тиристорных преобразователей. В ряде случаев основу СТК составляют упомянутые выше реакторно-тиристорные и конденсаторно-тиристорные блоки.

Трансформаторы в отличие от рассмотренных выше компенсирующих устройств являются линейными регулирующими устройствами, действие которых основано на изменении коэффициента трансформации. Практически к регулирующим устройствам можно отнести только те трансформаторы, которые имеют устройство регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Трансформаторы с РПН по функциям, выполняемым в ЭЭС, можно разделить на трансформаторы понижающих потребительских подстанций (двухобмоточные трансформаторы центров питания местных сетей) и трансформаторы связи сетей различного номинального напряжения (автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы). Отпайки обмоток для регулирования коэффициента трансформации и устройства РПН у трансформаторов первой группы размещаются на стороне высшего напряжения (ВН), у автотрансформаторов второй группы — в основном на стороне среднего напряжения (СН) и реже в нейтрали гальванически связанных обмоток ВН и СН.

Последнее изменение этой страницы: 2020-12-30; Нарушение авторского права страницы

Тема 5.1. Баланс мощностей и регулирование частоты в энергосистеме

5.1.1 Баланс активных и реактивных мощностей в энергосистеме

Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях в ЭЭС, тут же потребляется нагрузками и расходуется на потери при ее передаче [1]. Говорят, что имеет место одновременность процессов выработки и потребления электроэнергии.

Суммарная активная мощность генерации в ЭЭС ΣРг в каждый момент времени равна потребляемой мощности ΣРп. То же самое можно сказать относительно реактивных мощностей ΣQг и ΣQп:

где ΣРп и ΣQн –суммарные активная и реактивная мощности нагрузок ЭЭС; ΣРсн и ΣQсн – суммарные активная и реактивная мощности собственных нужд электростанций; ΣΔР и ΣΔQ – суммарные активные и реактивные потери мощности в ЭЭС; ΣQс – суммарная зарядная мощность ЛЭП.

Уравнения (5.1) и (5.2) представляют так называемый баланс мощностей, который является составной частью баланса мощности в ЭЭС, учитывающего выработку не только электрической энергии, но и тепла.

Баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения. Таким образом, баланс мощностей сохраняется всегда, но в случае, если значения частоты и напряжения отличаются от своих номинальных значений, говорят, что имеет место дефицит или избыток мощностей.

Частота и напряжения в ЭЭС не могут оставаться постоянными, так как потребление активной и реактивной мощностей непрерывно изменяется. Нормальное отклонение частоты переменного тока в ЭЭС в соответствии с ГОСТ составляет ±0,2 Гц, а предельно допустимое ±0,4 Гц, допустимое отклонение напряжения на выводах электроприемников составляет ±10%.

Верны следующие утверждения:

— при снижении генерируемых мощностей в системе происходит изменение как частоты, так и напряжения;

— снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению и частоты, и напряжения;

— снижение генерируемой реактивной мощности приводит к уменьшению напряжения и незначительному повышению частоты.

Физически повышение частоты при снижении генерируемой реактивной мощности можно объяснить снижением потерь активной мощности в сети, что приводит к уменьшению потребляемой активной мощности в ЭЭС. Аналогичные выводы можно сделать и для положительных изменений генерируемых мощностей.

В результате можно установить, какие воздействия на режим ЭЭС следует предпринять, чтобы осуществить регулирование частоты и напряжения. Так, регулирование частоты достигается за счет изменения генерируемой активной мощности путем изменения пуска энергоносителя (пара или воды) в турбину. Так как величина генерируемой активной мощности определяется требованиями по частоте, то для регулирования напряжения используется изменение реактивной мощности, что в свою очередь требует регулирования тока возбуждения синхронного генератора.

Следует отметить, что частота в ЭЭС одинакова во всех ее точках (рассматриваются только установившиеся режимы), а напряжения различны во всех узлах сети, поэтому, говоря о регулировании напряжения, надо иметь в виду какой-либо один определенный узел или группу узлов, в которых требуется одновременно изменять напряжение (увеличивать или уменьшать).

5.1.2 Характеристики первичных двигателей электростанций

Мощности потребителей меняются в каждый момент времени, причем изменения могут проходить медленно или скачками [1].

Медленные изменения проявляются изо дня в день почти одина­ково, следовательно, их можно прогнозировать. На них накладываются резкие быстрые изменения, носящие, как правило, случайный характер. Причиной резких изменений мощностей являются отключения генераторов, отключения и включения нагрузок, а также включения и отключения элементов электрической сети.

В случае резкого повышения или резкого сброса нагрузки мгновенный небаланс мощности компенсируется кинетической энерги­ей, обусловленной инерцией вращающихся машин (генераторов, двигателей). Это вызывает понижение (или повышение) частоты. Для устранения отклонения частоты необходимо восстановить равновесие между генерацией и потреблением мощности, что достигается изменением мощности турбины с помощью регулирования пуска в нее энергоносителя.

Рассмотрим характеристики первичных двигателей – тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования. На рисунке 5.1 показана схема преобразования энергии пара или воды в электрическую энергию.

Рисунок 5.1 Схема преобразования энергии

В установившемся режиме имеет место равновесие моментов сил на валу турбо- или гидрогенератора: Ммех = Мэл. магн. Мощность, развиваемая турбиной, передается генератору: Рт = Ргпри определенной скорости вращения турбины Ω.Мощность турбины зависит от механического момента: Рт = Ммех Ω,а мощность генератора – от тока статора генератора: Рг = √3 UгIгcosφ.

Снижение нагрузки в ЭЭС приведет к уменьшению тока в обмотках статора генератора и снижению электромагнитного момента на валу ротора. Механический момент окажется больше электромагнитного момента, и под воздействием избыточного механического момента скорость вращения ротора начнет увеличиваться.

В случае нерегулируемой турбины ее мощность Ртостается неизменной и с увеличением скорости момент Ммех будет снижаться до значения, которое даст новое равновесие моментов сил. При этом скорость вращения турбины, а следовательно и частота тока генератора, увеличится.

В случае регулируемой турбины увеличение ее скорости вращения приведет в действие автоматический регулятор скорости (АPC), который обеспечит уменьшение подачи энергоносителя (пара или воды) в турбину, с тем чтобы сохранить постоянной скорость вращения ротора генератора.

Принцип работы АРС основан на обратной отрицательной связи (ООС) системы регулирования: при повышении регулируемого параметра система уменьшает, а при снижении увеличивает подачу энергоносителя.

Если после изменения нагрузки и окончания переходного процесса АРС восстанавливает прежнюю скорость, регулирование называется астатическим. Если же устанавливается скорость, отличная от прежней, то регулирование называется статическим, и система регулирования также называется статической. Характеристику АРС турбины часто представляют в координатах скорости и мощности генератора (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 Характеристика АРС

В случае нерегулируемой турбины мощность Р остается постоянной, а меняется только скорость (прямая 1 – рабочая точка исходного режима а, нового режима b). В случае астатического регулирования, наоборот, скорость вращения турбины поддерживается постоянной, при этом мощность регулируется пуском энергоносителя (прямая 2). При статизме регулятора характеристика наклонена к оси абсцисс (прямая 3) и при изменении нагрузки ЭЭС скорость не восстанавливается до прежнего значения (рабочая точка с). Новая скорость тем сильнее отличается от первоначальной, чем больше статизм системы регулирования, т.е. чем больше угол между характеристикой АРС и осью ординат.

5.1.3 Первичное и вторичное регулирование частоты

Процесс регулирования частоты в этой системе генератор — потребитель можно проследить с помощью графиков, отражающих зависимость мощности турбины от частоты переменного тока на шинах синхронного генератора (рисунок 5.3) [1]. В этих координатах характеристика АРС турбины 1 будет выглядеть точно так же, как на рисунке 5.2, поскольку частота переменной ЭДС синхронного генератора пропорциональна скорости вращения.

Рисунок 5.3 Первичное и вторичное регулирование частоты

При больших снижениях скорости (а, следовательно, и частоты) АРС полностью открывает направляющий аппарат турбины. При этом турбина развивает номинальную мощность. Дальнейшее изменение ее при снижении скорости становится невозможным. На рисунке 5.3 такому режиму работы отвечает горизонтальный участок характеристики 1.

На рисунке 5.3 изображена статическая характеристика активной мощности потребления ЭЭС по частоте ΣРп = φп(f). Пересечение характеристик АРС и ЭЭС является рабочей точкой (а) исходного режима с частотой f. Будем считать, что в этом режиме частота в ЭЭС равна номинальной, т.е. f = 50 Гц. Мощность исходного режима обозначим Р.

Пусть теперь в ЭЭС происходит наброс потребляемой мощности на величину ΔР. Новой нагрузке отвечает статическая характеристика ΣРп + ΔР, расположенная выше характеристики ΣРп. Значение частоты f1, отвечающей режиму увеличенного потребления мощности, вновь определяется пересечением характеристики АРС 1 с новой статической характеристикой потребления (рабочая точка b). Из рисунка видно, что f1 Р.

При статической характеристике 1, показанной на рисунке 5.3, АРС турбины не восстанавливает частоту до прежнего значения, однако уменьшает отклонение частоты от номинального значения. При отсутствии АРС частота снизилась бы до значения f2 (точка с на прямой 2, f2 + pacпи недовозбуждения Qpacп.

В режиме недовозбуждения генератор потребляет реактивную мощность из сети. В этом режиме при снижении тока возбуждении возможно нарушение статической устойчивости генератора. Кроме того, у турбогенератора вследствие изменения взаимодействия магнитных полей статора и ротора значительно нагреваются торцевые зоны статора, что ограничивает минимально возможную величину тока возбуждения. Для гидрогенераторов при низких токах возбуждения и режимов, близких к холостому ходу, возможен режим самовозбуждения из-за резонансных явлений, связанных с обменом энергией магнитного поля гидрогенератора и электрического поля высоковольтных линий, присоединенных к электростанции. Все перечисленное, так или иначе, определяет нижнюю границу тока возбуждения генератора и располагаемой реактивной мощности генератора в режиме недовозбуждения – ограничение минимального возбуждения (ОМВ).

5.1.7 Компенсирующие устройства.

В отличие от активной мощности реактивная мощность может вырабатываться не только на электростанциях, но и в других точках ЭЭС [1]. В этом случае ее источниками являются специальные устройства, которые называются компенсирующими (КУ). Размещение КУ вблизи электроприемников очень удобно для ЭЭС, так как в этом случае требуемая потребителям реактивная мощность не передается по сети, что связано с дополнительными ее потерями, а вырабатывается в тех точках, где непосредственно имеется дефицит этой мощности.

Компенсирующие устройства широко применяются также для регулирования напряжения в электрических сетях. Таким образом, их установка удовлетворяет трем непротиворечивым целям: обеспечению баланса реактивной мощности, снижению потерь в электрической сети и регулированию напряжения.

Существует несколько видов КУ.

Батареи конденсаторов(БК) представляют собой отдельные конденсаторы мощностью до 125 квар, собранные вместе путем последовательно-параллельного соединения.

Конденсаторные батареи, предназначенные для генерации ре­активной мощности и, таким образом, повышения cosφ в узлах нагрузки и у потребителей, называются косинусными и включаются по шунтовой схеме, т.е. являются устройствами поперечной компенсации.

Шунтовые БК применяют на напряжение до 110 кВ. Отдельные конденсаторы рассчитаны на напряжение от 0,2 до 10,5 кВ, и включение БК на более высокое напряжение достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для повышения мощности батареи увеличивают число параллельно включенных ветвей.

Регулирование выдаваемой мощности батареи осуществляется включением и отключением части параллельных ветвей конденсаторной батареи.

Батареи конденсаторов обладают отрицательным регулирующим эффектом, т.е. при уменьшении напряжения в сети они снижают выдаваемую реактивную мощность, что приводит к еще большему снижению напряжения. Это является недостатком БК. К другим их недостаткам можно отнести ступенчатость регулирования мощности и сильную зависимость выдаваемой мощности от напряжения сети.

Преимуществом БК являются их малая стоимость и эксплуатационные расходы. Потери в БК достаточно малы, в удельном выражении они в несколько раз ниже, чем в других КУ. Кроме того, допускается большая свобода при выборе мест установки батарей. Установленная мощность БК может изменяться в диапазоне от 25. 50 квар (самые мелкие установки в городских и сельских сетях напряжением 380 В) до 25 Мвар и более (крупные батареи, установленные на высоковольтных подстанциях). Батареи конденсаторов могут присоединяться к любой точке электрической сети, что позволяет размещать их непосредственно у мест потребления реактивной мощности, например в цехах промышленных предприятий, распределительных пунктах и даже внутри некоторых электроприемников (газоразрядные светильники).

Синхронные компенсаторы (СК) представляют собой синхронный двигатель, работающий на холостом ходу. Ротор СК изготовляется облегченным по сравнению с генератором или двигателем.

В режиме перевозбуждения СК работает как генератор реактивной мощности и выдает ее в сеть. Нагрузка сети имеет индуктивный характер и потребляет мощность, выдаваемую СК. В режиме недовозбуждения СК потребляет реактивную мощность (забирает ее из сети).

Синхронные компенсаторы устанавливаются на крупных подстанциях с напряжением 220 кВ и выше и присоединяются к обмотке низкого напряжения автотрансформаторов. Иногда СК ставятся на удаленных от источников энергии подстанциях, питаемых по загруженным ЛЭП.

Достоинствами СК являются плавное регулирование реактивном мощности, возможность увеличения выдаваемой реактивной мощности при понижении напряжения, что соответствует положительному регулирующему эффекту такой нагрузки, а также возможность как выдачи, так и потребления реактивной мощности, т.е. широкий диапазон регулирования. К недостаткам следует отнести их высокую стоимость и эксплуатационные расходы, а также повышенные по отношению к другим КУ потери мощности.

Синхронные двигатели(СД), установленные у потребителей, могут быть использованы как источники реактивной мощности, они имеют номинальный опережающий cosφ = 0,9 и, работая в поминальном режиме, выдают реактивную мощность.

Хотя СД дороже асинхронных двигателей, все же они выгод­нее, чем асинхронные двигатели, применяемые совместно с КУ.

Шунтирующие реакторы(ШР) представляют собой катушки индуктивности, рассчитанные на высокое напряжение, и в противоположность БК потребляют реактивную мощность из сети, т.е. являются потребителями реактивной мощности. Однако ШР также можно считать компенсирующими устройствами, так как они предназначены для компенсации зарядной мощности ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжений.

Статические тиристорные компенсаторы(СТК) представляют собой трехфазный выпрямительный блок, нагрузкой которого является реактор. Энергия магнитного поля реактора используется для генерирования реактивной мощности путем направления запасенной в реакторе энергии в ту фазу и те моменты времени, когда ток в этой фазе опережает напряжение.

Дата добавления: 2020-02-08 ; просмотров: 1170 ;

Групповой регулятор активной и реактивной мощности

Групповой регулятор активной и реактивной мощности (ГРАРМ) предназначен для управления активной и реактивной мощностью ГЭС или части ее агрегатов.

Устройство позволяет осуществлять автоматизированное управление технологическим процессом ГЭС, в результате чего:

— значительно упрощается работа оперативного персонала;

— повышается энергоэффективность станции за счет значительного снижения расхода энергоресурса и уменьшения потерь энергии;

— уменьшается износ основного оборудования;

— осуществляется плавное регулирование агрегатами с отклонением нагрузки станции от графика не более 0,1 %, учитывая все ограничения;

— принимаются и отрабатываются любые команды системной автоматики АРЧМ в различных режимах работы энергосистемы.

Применение многоуровневой структуры комплекса дает возможность:

— упростить функциональный набор отдельных элементов;

— сократить количественный состав и длину контрольных кабелей;

— в целом повысить надежность комплекса.

Подсистема ГРАМ обеспечивает выдачу УВ на индивидуальные регуляторы турбин для обеспечения:

— распределения суммарной активной мощности ГЭС между агрегатами, находящимися в групповом управлении с учетом их индивидуальных особенностей — зоны нежелательной работы, зоны оптимальной работы, минимальное и максимальное ограничение мощности;

— изменения суммарной активной мощности станции согласно плановому графику;

— индивидуального управления агрегатами по активной мощности;

— астатического/статического регулирования частоты;

— вторичного регулирования частоты по заданию внеплановой мощности, поступающему по каналам телемеханики от ЦС АРЧМ, а также с учетом сигналов от ЦС АРЧМ, а также с учетом сигналов от противоаварийной автоматики (АОПЧ, АЧВР).

Подсистема осуществляет управление лопастями рабочего колеса (УЛРК) поворотно-лопастной турбины в следующих режимах:

— комбинатор гидроагрегата. Лопастями рабочего колеса турбины управляет комбинатор регулятора турбины в соответствие с его характеристиками;

— ГРАРМ, типовые зависимости. Лопастями рабочего колеса турбины управляет ГРАРМ, задавая их положение в соответствие с заданными в виде уставок типовыми комбинаторными характеристиками;

— ГРАРМ, оптимизация режима. Лопастями рабочего колеса турбины управляет ГРАРМ, выполняя при этом поиск оптимального по к.п.д. угла установки лопастей рабочего колеса.

Подсистема группового регулирования напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ) обеспечивает выдачу УВ на индивидуальные АРВ генераторов с целью:

— равномерного распределения суммарной реактивной мощности ГЭС между агрегатами, находящимися в групповом управлении с учетом индивидуальных ограничений по статической устойчивости, минимального возбуждения, максимальной мощности;

— изменения напряжения на шинах станции, согласно плановому графику;

— индивидуального управления агрегатами по реактивной мощности;

— астатического/статического регулирования напряжения с учетом сигналов от противоаварийной автоматики (АОСН).

Каждый электрик должен знать:  Двухрежимные дроссели улучшают работу инверторов
Добавить комментарий