ЭЭС включает в себя большое количество электростанций, работающих параллельно на общую электрическую сеть. При изменении потребляемой активной мощности частота в энергосистеме меняется. Если дежурный персонал каждой электростанции начнет регулировать частоту, то частота в ЭЭС не сможет быть восстановлена на уровне номинального значения из-за несогласованных действий персонала различных станций. Поэтому задача регулирования частоты в ЭЭС возлагается не на все, а на одну или несколько электростанций с суммарной мощностью, достаточной для покрытия всех возможных изменений потребляемой
мощности в ЭЭС. Такие станции называются балансирующими по частоте.
Рассмотрим сначала случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделена одна балансирующая станция. Остальные электростанции ЭЭС работают с заданной постоянной мощностью.
Статические характеристики балансирующей станции и остальных станций ЭЭС приведены на рис. 6.2,а соответственно справа и слева от вертикальной оси. При суммарной потребляемой мощности ΣР п значения мощностей балансирующей станции и остальных станций характеризуются величинами Р б и Р с соответственно. В ЭЭС имеет место баланс активной мощности
Р б +Р с = ΣР п , (6.4)
а частота в ЭЭС имеет номинальное значение f ном.
При увеличении суммарной потребляемой мощности до значения ΣР п " в результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующей станции и остальных станций ЭЭС увеличатся до значений Р б " и Р с " соответственно. В ЭЭС вновь будет баланс мощности
Р б "+Р с "= ΣР п ", (6.5)
но при частоте f , отличающейся от номинальной f ном.
На балансирующей станции вступает в действие вторичное регулирование частоты, увеличивается впуск энергоносителя в турбину и характеристика станции перемещается параллельно самой себе до положения, при котором весь прирост суммарной потребляемой мощности
ΔР п = ΣР п –ΣР п " (6.6)
ляжет на генераторы балансирующей станции. Мощность этой станции увеличится до значения Р б ”. Мощность остальных станций в ЭЭС восстановится до исходного значения Р с, а частота в ЭЭС – до номинального значения f ном.
В мощных ЭЭС, как правило, недостаточно одной станции для покрытия возможных колебаний потребляемой активной мощности. В этом случае для регулирования частоты выделяются две или более балансирующих станций. Рассмотрим случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделены две балансирующие станции.
Статические характеристики двух балансирующих станций 1 и 2 показаны на рис. 6.2,б . При суммарной потребляемой в ЭЭС мощности ΣР п частота равна номинальной f ном, станция 1 имеет нагрузку Р б1 , а станция 2 – нагрузку Р б2 . Нагрузка остальных станций составляет Р с.
Суммарная потребляемая активная мощность в ЭЭС увеличивается до значения ΣР п ". В результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующих станций увеличатся до значений Р " б1 и Р " б2 соответственно. Нагрузка остальных станций ЭЭС увеличится до значения Р " с.
В результате вторичного регулирования частоты характеристики балансирующих станций будут смещаться параллельно самим себе до достижения частотой номинального значения f ном. При этом мощность электростанций, кроме балансирующих, уменьшится до исходной мощности Р с, а балансирующие станции примут на себя все увеличение потребляемой в ЭЭС мощности
ΣР п –ΣР " п = ΔР б1 + ΔР б2 . (6.7)
Из рис. 6.2,б видно, что приращения мощностей балансирующих станций обратно пропорциональны коэффициентам статизма их регуляторов
ΔР б1 / ΔР б2 =k ст2 /k ст1 =tgα 2 /tgα 1 . (6.8)
Чем меньше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем большую мощность возьмет на себя эта станция при увеличении суммарной потребляемой мощности. И наоборот, чем больше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем меньшую мощность возьмет на себя станция при увеличении суммарной потребляемой мощности.
Регулирование напряжения осуществляется на шинах генераторов электростанций, шинах высшего и среднего напряжения крупных узловых подстанций в системообразующих сетях, шинах центров питания распределительных районных и местных электрических сетей.
Регулирование напряжения осуществляется с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами. Все эти регулирующие устройства условно можно разделить на два типа: узловые и линейные. Узловые устройства изменяют режимные параметры сети – напряжение и реактивную мощность в точке подключения к сети. Это генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, нерегулируемые и регулируемые реакторы и статические регулируемые источники реактивной мощности.
Линейные устройства изменяют схемные параметры сети – реактивное сопротивление, коэффициенты трансформации. Это конденсаторные установки продольной компенсации, трансформаторы, автотрансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой РПН, специальные регулировочные трансформаторы.
Регулирование, при котором напряжение на шинах центров питания в период наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок уменьшается, называется встречным регулированием напряжения.
Рассмотрим подробнее принцип встречного регулирования напряжения в ЦП сетевого района. На рис. 7.7 показана упрощенная схема сетевого района. От шин ЦП через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ получают питание ближние потребители электроэнергии БП. От шин ЦП отходит линия сопротивлением Zл, в конце которой через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ подключены дальние потребители электроэнергии ДП.
Напряжение у ближнего потребителя БП составляет
Uб=Uцп–ΔUрт, (7.9)
где Uцп – напряжение в ЦП;
ΔUрт – потеря напряжения в распределительном трансформаторе.
Напряжение у дальнего потребителя ДП составляет
Uд=Uцп–ΔUл–ΔUрт, (7.10)
где ΔUл – потеря напряжения в сопротивлении линии Zл.
Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые значения отклонений напряжения у потребителей находятся в диапазоне +5% Uном. При поддержании в ЦП напряжения, равного номинальному напряжению сети Uцп=Uном, изменения напряжения от ЦП до ближнего и дальнего потребителей, вычисленные по (7.10) и (7.11), характеризуются эпюрами 1 для режима максимальной нагрузки и эпюрами 2 для режима минимальной нагрузки. Из этих эпюр видно, что напряжение у ближнего потребителя в режимах минимальной и максимальной нагрузки находится в допустимых пределах. В режиме минимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя находится в допустимых пределах. В режиме максимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя ниже допустимого значения.
Рис. 7.7. Схема сети и эпюры напряжений, поясняющие принцип встречного регулирования напряжения
Для поддержания допустимого уровня напряжения у дальних потребителей в режиме максимальной нагрузки необходимо повысить напряжение в ЦП. При увеличении напряжения в ЦП до значения Uцп=1,05Uном изменения напряжений в сети до ближнего и дальнего потребителей характеризуются эпюрами 3. В этом случае напряжения у дальнего и ближнего потребителей находятся в допустимых пределах.
Таким образом, напряжение на шинах ЦП в режиме максимальной нагрузки необходимо поддерживать не ниже 1,05Uном, а в режиме минимальной нагрузки – на уровне Uном.
В ряде случаев централизованное встречное регулирование не может обеспечить требуемый уровень напряжения. Это обусловлено различными параметрами линий, отходящих от ЦП, и неоднородностью графиков нагрузки различных потребителей. В таких случаях необходимо использовать местное регулирование напряжения у потребителей, для которых не обеспечивается требуемый уровень напряжения.
Целью данного дипломного проекта является выбор ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ рассматриваемого района на ЭВМ.
Основные задачи проекта:
а) совершенствование компьютерной программы MIF1 с целью автоматизации процесса выбора ответвлений трансформаторов на ЭВМ;
б) сбор, обработка и подготовка данных по сети 10 кВ района «Л»;
в) выбор и анализ ответвлений трансформаторов в распределительной сети 10 кВ района «Л» на ПЭВМ с учетом и без учета статических характеристик нагрузки;
г) оценка мероприятий по улучшению режима напряжения и расчет технико-экономических показателей сети.
Для обеспечения технических требований к режиму напряжений принципиально возможно использование следующих способов :
а) централизованное изменение режима напряжения или регулирование напряжения на шинах или выводах центра питания (ЦП);
б) изменение или регулирование значений потерь напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или в нескольких элементах (участках) сети одновременно;
в) изменение или регулирование коэффициента трансформации линейного регулятора или трансформатора включенного на участке сети от ЦП до электроприемников.
Здесь под изменением понимается единовременное мероприятие, проводимое на длительный период времени. Таковым может быть: изменение рабочего положения регулировочного ответвления (ПБВ) трансформатора, включение установки продольно-емкостной компенсации, включение дополнительной линии, замена сечения проводов и т.д. При этом режим напряжений может быть существенно улучшен. Однако закон изменения напряжений останется вынужденным, обусловленным изменением нагрузок.
Под регулированием понимается текущее изменение параметра (напряжения, коэффициента трансформации, потери напряжения), применяемое в целях изменения режима напряжений по желаемому закону. Такое изменение осуществляется обычно автоматически. Возможности регулирования во всех случаях оказываются ограниченными. В каждом случае закон регулирования должен специально подбираться.
При эксплуатации сети требуется наиболее полное и экономичное использование всех имеющихся возможностей регулирования. Для этого все средства автоматического регулирования должны иметь соответствующие уставки. В условиях текущей эксплуатации дело сводится к контролю за режимом напряжений и (в случае надобности) выполнению вытекающих из этого контроля мероприятий. К числу их относятся: изменение уставок автоматических регуляторов напряжения, изменение рабочего положения регулировочных ответвлений у нерегулируемых трансформаторов с ПБВ, дополнительная автоматизация имеющихся средств регулирования (если до этого времени они не были автоматизированы) и т.д. При этом в первую очередь выполняются требования обеспечения технически допустимого режима напряжений, а затем и его оптимизации (по мере возможности) или хотя бы некоторого повышения экономичности.
В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирования напряжения можно выделить несколько подтипов. Так, например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения .
Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки (например для односменных предприятий) применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки. В случае переменной в течение суток нагрузки осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например в зависимости от тока нагрузки.
Нагрузка меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая в течение года нагрузка бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая - в летний период. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.
Трансформатор представлен как два элемента - сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. Приняты следующие обозначения: U 1 ? напряжение на шинах центра питания; U 2в ? напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U 2H - напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U 3 ? напряжение у потребителей.
Напряжение на шинах ВН районной подстанции:
U 2в = U 1 ? ДU 12 .
Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ДU т, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.
Процентные отклонения имеются в виду для всех V и ДV на поле этого рисунка.
В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n т, чтобы выполнялось следующее условие:
U2н.нм? Uном. (2.1)
В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05-1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n т, чтобы выполнялось следующее условие:
U 2н.нб ? (1,05 - 1,1) U ном. (2.2)
Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания, так и близлежащих вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.
Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:
Напряжение на шинах ВН районной пс U 2в =U 1 -U 12
Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе U т, и, кроме того, в идеальном тр-ре напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.
На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и U на поле этого рисунка.
Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n Т =1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс n Т, изменяем U 2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).
В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т. чтобы выполнялось следующее условие: U 2н.нм U ном.
В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т, чтобы выполнялось следующее условие:
U 2н.нб (1,051,1)U ном.
Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.
1. Источники реактивной мощности в ЭЭС.
2. Виды, назначение, способы подсоединения устройств компенсации реактивной мощности, характеристики их качества.
3. Влияние КУ на режимы электрических сетей.
4. Выбор компенсирующих устройств.
Лекция 15. Определение номинального напряжения проектируемой сети. Особенности выбора и проверки сечений в разомкнутых и простых замкнутых сетях.
Определение номинального напряжения проектируемой сети. Особенности выбора и проверки сечений в разомкнутых и простых замкнутых сетях для линий электропередачи и электрических сетей в нормальных и послеаварийных режимах.
Наиболее тяжелые – выход из строя и отключение участков 1-2 и 3-4 (ближайших к источнику питания). Проанализируем эти режимы и определим наибольшую потерю напряжения U нб в режиме, когда отключен участок 4-3 рисунок е). Обозначим наибольшую потерю напряжения U 1-3 ав.
В режиме, когда отключен участок 1-2 (рисунок ж), наибольшую потерю напряжения обозначим U 4-2 ав.
Надо сравнить U 1-3 ав. и U 4-2 ав. и определить наибольшую потерю напряжения U ав.нб Если линия с двусторонним питанием имеет ответвления ----- (рисунок з))
То определение наибольшей потери напряжения усложняется.
Так, в нормальном режиме надо определить потери напряжения U 1-3 , U 4-3 , U 1-2-5 , сравнить их и определить U нб.
Сказанное о встречном регулировании напряжения на районной подстанции полностью относится к регулированию напряжения на электростанциях. Последнее легко понять, заменив на рис. 12 - 2 подстанцию ПС электростанцией.
Как правило, встречное регулирование напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок может быть осуществлено при разных ответвлениях трансформаторов.
Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис. 5.2, а, где трансформатор аналогично рис. 3.5 представлен как два элемента - сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор.
В чем сущность встречного регулирования напряжения и в каких случаях целесообразно его применять.
С их помощью невозможно осуществить встречное регулирование напряжения, так как их коэффициенты трансформации при изменении режима в течение суток неизменны. Регулирование трансформаторами с ПБВ используется только как сезонное. Более частые переключения оказываются дорогим мероприятием, поскольку требуют отключения - включения оборудования, усложняют эксплуатацию и связаны с резким увеличением количества обслуживающего персонала.
При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встречное регулирование напряжения.
Из каких соображений выбирается наклон характеристики встречного регулирования напряжения.
На шинах источников питания осуществляется так называемое встречное регулирование напряжения, под которым понимается такое регулирование, когда на шинах понизительных подстанций в часы максимальной нагрузки напряжение повышается, а в часы минимальной нагрузки, наоборот, снижается. Согласно ПУЭ, встречное регулирование напряжения обеспечивается в пределах от 1 0 до 1 05 номинального напряжения сети. Увеличение напряжения в часы максимальной нагрузки необходимо для компенсации возрастающих в такой период потерь напряжения во всех элементах сети.
В электрических системах согласно действующим ПУЭ должно осуществляться встречное регулирование напряжения на шинах питающих подстанций 35 кВ и выше в пределах 0 - 5 % номинального напряжения. Однако в большинстве случаев процесс регулирования осуществляется в соответствии с графиком нагрузки энергосистем, отличающимся вследствие высокого удельного веса промышленных, транспортных и других потребителей от графика коммунально-бытовых нагрузок.
В простейшем случае автономной электростанции, питающей ограниченный район, встречное регулирование напряжения на ее шинах может быть обеспечено за счет изменения возбуждения генераторов.
Как правило, для рационально построенной городской распределительной сети применение встречного регулирования напряжения на ЦП является исчерпывающим мероприятием по обеспечению нормированных отклонений напряжения у большинства потребителей. Поэтому на всех подстанциях, питающих распределительную сеть, должны устанавливаться трансформаторы с РПН. В действующих сетях с трансформаторами без РПН возможна установка в ЦП линейных регуляторов с РПН. Устройства РПН действуют, как правило, автоматически и позволяют осуществлять ступенчатое регулирование напряжения без отключения нагрузки. В табл. JO-1-10-3 приведены значения номинальных напряжений ответвлений обмоток понижающих трансформаторов, имеющих устройства РПН.
Требуется определить: 1) наименьшую мощность синхронного компенсатора, обеспечивающего встречное регулирование напряжения на подстанции, считая, что при работе с недовозбуждением синхронный компенсатор может работать с нагрузкой не более 50 % номинальной мощности; 2) мощность батареи статических конденсаторов, отвечающей тем же условиям регулирования напряжения на подстанции.
В условиях проектирования и эксплуатации электрических сетей невозможно осуществить контроль качества напряжения у каждого электроприемника, поэтому при рассмотрении режимов сетей 110-750 кВ качество напряжения должно обеспечиваться на шинах вторичного напряжения подстанций 110-750/35-6 кВ, т.е. в центрах питания распределительных сетей. Для этого должны быть нормированы режимы регулирования напряжения и допустимые отклонения напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций.
Режимы напряжения выбирают в зависимости от характера подключенных к сети потребителей и их удаленности от центра питания. Принципиально возможны два режима, рис. 9.6.
Стабилизацию напряжения применяют, когда к центру питания подключены промышленные предприятия с 3-х сменным характером работы, имеющие ровный график нагрузки, Т м ≥ 5500-6000ч.
Закон встречного регулирования применяют для смешанной нагрузки, коммунально-бытовой и 1-2-х сменных предприятий, Т м < 5500ч, причем, чем меньше Т м, тем более глубокое требуется регулирование (от 1,0U ном до 1,1U ном). При менее глубоком регулировании напряжение на шинах центра питания должно поддерживаться в диапазоне (1,05-1,1) U ном или (1,0-1,05) U ном.
Для поддержания необходимого режима напряжения в электрических системах используются следующие принципы регулирования напряжения:
· централизованное регулирование, когда воздействие оказывается на большое количество узлов сети. Такое регулирование осуществляется генераторами и трансформаторами ОРУ электростанций, трансформаторами крупных системных и районных подстанций, синхронными компенсаторами;
· местное регулирование используется в связи с тем, что централизованного регулирования оказывается недостаточно для поддержания напряжения в требуемом диапазоне во всех узлах. Такое регулирование осуществляется трансформаторами понижающих подстанций и батареями статических конденсаторов;
· смешанное регулирование, использующее оба принципа.
Регулирования напряжения осуществляется:
· генераторами электростанций, в которых увеличение тока возбуждения ведет к увеличению ЭДС и напряжения на шинах генераторного напряжения U Г (выражения 9.4, 8.3). Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) позволяет плавно регулировать напряжение U Г или поддерживать его постоянное значение;
· трансформаторами и автотрансформаторами;
· компенсирующими устройствами (синхронными компенсаторами - плавно, батареями статических конденсаторов - ступенчато);
· изменением параметров сети применением установок продольной компенсации (УПК);
· в замкнутых сетях - перераспределением потоков активной и реактивной мощности.
Генераторы электростанций являются только вспомогательным средством регулирования, потому что имеют недостаточный диапазон регулирования напряжения, кроме того, трудно согласовать требования по напряжению удаленных и близких потребителей. Как единственное средство регулирования генераторы применяются только для нагрузки, питающейся от шин генераторного напряжения.
Повышающие трансформаторы на электростанциях с номинальным напряжением обмотки ВН 110-220кВ также являются вспомогательным средством регулирования напряжения, потому что имеют предел регулирования ±2х2,5 % U в.ном, и с их помощью нельзя согласовать требования по напряжению близких и удаленных потребителей. Повышающие трансформаторы 330, 500, 750кВ выпускаются без устройств для регулирования напряжения. Поэтому основным средством регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторы районных подстанций.
По конструктивному выполнению различают два типа трансформаторов понижающих подстанций:
· с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ);
· с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Обычно их регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.
