3.5. Содержание отчета по лабораторной работе
Отчет по лабораторной работе должен быть оформлен согласно требованиям, представленным в [5] и содержать:
- титульный лист;
- цель работы;
- расчетную схему и схему замещения исследуемой электрической сети, расчет параметров схемы замещения;
- результаты расчета нормального и послеаварийного режимов работы, представленные в табл. 3.3–3.8;
- анализ полученных результатов и выводы по работе.
3.6. Вопросы для самопроверки
1. Что понимают под отклонением напряжения и каковы причины его появления?
2. С какой целью осуществляется регулирование напряжения в электрических системах?
3. Поясните, в чем заключается встречное регулирование напряжения. Какие требования предъявляются к величине напряжения на шинах низшего напряжения понижающих подстанций.
4. Поясните назначение расчетов установившихся режимов электрических сетей.
5. С какой целью выполняются расчеты послеаварийных режимов?
6. Перечислите и поясните основные типы средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях 110-220/10 кВ.
7. Чем обусловлена зарядная мощность линий электропередачи?
8. Что называется допустимым током?
9. Что понимают под балансирующим узлом в схеме замещения электрических сетей?
10. Поясните, чем обусловлены активные сопротивления линий электропередачи.
11. Поясните, чем обусловлены индуктивные сопротивления линий электропередачи.
12. Перечислите факторы, которые оказывают влияние на величину допустимого тока воздушной линии электропередачи.
13. Поясните, чем обусловлено существование потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах.
4. Лабораторная работа №4
ВЛИЯНИЕ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ НА ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Цель работы
Целью работы является изучение методики компенсации реактивной мощности (КРМ) и ее влияния на параметры режима электрической сети.
4.1. Программа лабораторной работы
1. Ознакомиться с целью работы и изучить теоретические сведения.
2. Рассчитать параметры схемы замещения электрической сети.
3.
Определить
оптимальное значение нескомпенсированной
реактивной мощности
,
используя оптимизационный и нормативный
методы расчета.
4. Для режима максимальных нагрузок определить мощность компенсирующих устройств.
5. По программе «ROOR» рассчитать режим максимальных нагрузок без компенсации реактивной мощности, с компенсацией реактивной мощности и с использованием РПН трансформаторов.
6. По программе «ROOR» рассчитать режим минимальных нагрузок.
7. Показать результаты расчетов преподавателю. Выполнить анализ результатов расчета всех режимов.
8. Оформить результаты работы в виде отчета.
4.2. Краткие теоретические сведения
В связи с постоянным ростом цен на энергоносители вопросы рационального использования топливно-энергетических ресурсов приобретают все большую актуальность. Компенсация реактивной мощности является наиболее действенным средством повышения эффективности работы электрических систем с одновременным улучшением качества электрической энергии.
В любой электрической системе должен соблюдаться баланс активных и реактивных мощностей при соблюдении условий поддержания требуемых значений частоты и напряжения. Баланс реактивной мощности необходимо обеспечить как для системы в целом, так и для отдельных узлов питающей сети. При этом должны быть использованы как синхронные генераторы, так и дополнительные источники реактивной мощности, называемые компенсирующими устройствами, КУ.
Уравнение баланса реактивной мощности может быть представлено в виде:
,
(4.1)
где
суммарное
поступление реактивной мощности от
ее источников;
общая
потребляемая реактивная мощность.
Основными потребителями реактивной мощности являются трансформаторы, воздушные линии электропередачи, асинхронные двигатели, вентильные преобразователи, индукционные печи и другие нагрузки.
Общая потребляемая реактивная мощность равна
,
(4.2)
где
суммарная
реактивная мощность нагрузки;
суммарные
потери реактивной мощности.
Суммарные потери реактивной мощности
,
(4.3)
где
суммарные
потери реактивной мощности в ЛЭП;
суммарная
генерация реактивной мощности в ЛЭП
(зарядные мощности);
суммарные
потери реактивной мощности в
трансформаторах.
Суммарные
потери реактивной мощности в элементах
сети достигают 50 % мощности,
поступающей в сеть, из них 70-75 % составляют
потери в трансформаторах различных
номинальных напряжений. Ориентировочно
можно считать, что при каждой трансформации
потери реактивной мощности
составляют
порядка 10 % передаваемой полной мощности
,
Зарядная мощность линии определяется напряжением и емкостной проводимостью ЛЭП
.
(4.4)
Единственным источником активной мощности в системе являются генераторы электрических станций. Реактивная мощность может вырабатываться не только синхронными генераторами, но и компенсирующими устройствами: батареями конденсаторов (БК), синхронными компенсаторами (СК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ). Генераторы вырабатывают около 60 % требуемой реактивной мощности в системе, приблизительно 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением 110 кВ и выше, а остальные 20 % вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителей.
Компенсацией реактивной мощности называется выработка или потребление ее с помощью компенсирующих устройств.
Выбор
компенсирующих устройств заключается
в определении их вида, номинальной
мощности и мест установки в электрической
сети при одновременном оптимальном
использовании уже имеющихся источников
реактивной мощности. Компенсация
реактивной мощности применяется для
нескольких целей. Во-первых, она
необходима для обеспечения баланса
реактивной мощности в энергосистеме.
Во-вторых, для ликвидации местных
дефицитов реактивной мощности, что
позволяет регулировать в нужном диапазоне
напряжение в центрах питания
распределительных сетей 6-35 кВ. В-третьих,
применяется для снижения потерь
электрической энергии в сетях. Эффект
от установки компенсирующих устройств
в конце линии иллюстрируется на рис.
4.1, где приведены токи и потоки мощности
до и после компенсации.
Рис. 4.1. Токи и мощности в линии электропередачи:
а) – до компенсации; б) – после компенсации;
в) векторная диаграмма токов; г) треугольник мощностей
При
установке компенсирующих устройств
реактивный ток и реактивная мощность
в линии электропередачи уменьшаются
на величины реактивного тока
и реактивной мощности
,
генерируемые компенсирующим устройством.Следовательно,
потери активной мощности
и потери напряжения
в ЛЭП, определяемые в соответствии с
формулами
;
(4.5)
,
(4.6)
после установки компенсирующих устройств будут меньше.
Влияние
батарей конденсаторов на режим напряжений
в сети показано на рис. 4.2, где приведены
векторные диаграммы токов и напряжений
при известном напряжении 
.
Напряжение в начале линии электропередачи
до установки БК
.
После установки БК напряжение в узле 1
.
Для большей наглядности векторы падений напряжения показаны увеличенными в сравнении с фактическими
Рис. 4.2. Векторная диаграмма напряжений
Из
рассмотрения диаграмм видно, что при
наличии БК уменьшается величина падения
напряжения в сети, следовательно, при
неизмененном значении напряжения
в начале линии при подключении БК
повышается напряжение в конце линии.
Для достижения максимальной эффективности использования компенсирующих устройств выбор их мощности должен решаться на основе технико-экономических расчетов. В качестве одного из критериев эффективности может рассматриваться минимум дисконтированных издержек ДИ
min,
(4.7)
где К – капитальные вложения на установку компенсирующих устройств;
Ир,оt – издержки на ремонт и обслуживание компенсирующих устройств в t-ом году;
издержки
на возмещение потерь электроэнергии в
t-ом
году;
i – коэффициент дисконтирования, равный предельной норме эффективности капитала для данного инвестора;
Тр – расчетный период, обычно равный жизненному циклу проекта.
При
увеличении мощности КУ капитальные
вложения будут расти пропорционально
мощности установки
.
Затраты на передачу потребителям
электроэнергии будут при этом уменьшаться,
т.к. уменьшаются потери мощности в линиях
и трансформаторах. Капиталовложения
на установку КУ можно определить по
удельным капитальным затратамКуд
.
(4.8)
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание компенсирующих устройств
,
(4.9)
где
норма
ежегодных отчислений на ремонт и
обслуживание электрооборудования.
Издержки на возмещение потерь электроэнергии
,
(4.10)
где
с
– средняя стоимость одного
электроэнергии;
потери
электроэнергии в электрической
сети в t-ом
году эксплуатации.
Анализ закономерностей оптимизационных расчетов КРМ может быть проведен на примере простой схемы, изображенной на рис. 4.3.
Рис. 4.3. Расчетная схема сети
На
рис. 4.3 электрическая сеть представлена
эквивалентным активным сопротивлением
.
Мощность, передаваемая в узел 2, равна
.
Потери
электроэнергии за год в эквивалентном
сопротивлении
могут быть определены по времени
максимальных потерь
.
(4.11)
При
дальнейшем рассмотрении вопроса можно
учитывать только ту часть потерь
электроэнергии, которая зависит от
передачи реактивной мощности
.
Принимая ежегодные издержкиИро
и потери энергии
постоянными в течение всего срока
эксплуатации, с учетом выражений (4.7)
(4.11) можно записать
.
(4.12)
Мощность
компенсирующих устройств можно выразить
через мощность нагрузки
и мощность
,
передаваемую из сети к узлу 2:
.
Обозначив для удобства расчетов
,
(4.13)
получим
.
Представим
данное выражение графически (рис. 4.4).
Первая составляющая дисконтированных
издержек
представляет собой прямую линию 1.
При мощности
,
т.е. при
,
затраты на установку и обслуживание
компенсирующих устройств равны нулю.
При полной компенсации реактивной
мощности (
),
данная составляющая максимальна. Кривая
2 учитывает вторую составляющую –
.
Из рис. 4.4 видно, что результирующие
дисконтированные издержки
(кривая
3) минимальны при передаче по сети
нескомпенсированной реактивной мощности
.
Рис. 4.4. Зависимость дисконтированных издержек
от передаваемой в узел 2 реактивной мощности
Для
определения экономического значения
реактивной мощности
следует приравнять к нулю первую частную
производную функцииДИ
по Q12:
;
тогда
.
(4.14)
Кроме оптимизационного метода определения значения нескомпенсированной реактивной мощности существует нормативный метод, в соответствии с которым
,
(4.15)
где
предельное
значение коэффициента реактивной
мощности,
потребляемой в часы максимальных нагрузок электрической сети;
значение
реактивной мощности узла, превышение
которого влечет за собой увеличение
тарифа на электрическую энергию.
Значения
принимаются в зависимости от напряжения
точки присоединения потребителей
электроэнергии к сети, по табл. 4.1.
Таблица 4.1
Предельные значения коэффициента мощности
|
Напряжение точки присоединения потребителей электроэнергии, кВ |
|
|
110 |
0,5 |
|
6–35 |
0,4 |
|
0,4 |
0,35 |
В качестве компенсирующих устройств наибольшее распространение получили шунтовые батареи (ШБК), которые комплектуются из отдельных конденсаторов. Шунтовые конденсаторные батареи применяют на напряжение до 110 кВ. Увеличение рабочего напряжения ШБК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности ШБК применяют параллельное соединение конденсаторов. В сетях трехфазного тока конденсаторы включаются звездой или треугольником, рис. 5.4 а, б. При соединении конденсаторов звездой мощность батареи
(4.16)
где С – емкость конденсаторов; Uф – фазное напряжение.
При соединении конденсаторов треугольником мощность батареи
.
(4.17)
Батареи конденсаторов бывают регулируемые и нерегулируемые. В нерегулируемых число конденсаторов неизменно, а величина реактивной мощности зависит только от квадрата напряжения в точке включения батареи в сеть. У регулируемых ШБК в зависимости от режима автоматически или вручную изменяется число параллельно включенных конденсаторов, т.е. имеет место ступенчатое регулирование мощности.
а
)
звезда; б) треугольник
Рис. 4.5. Схемы соединения фаз ШБК
Схемы
подключения конденсаторных установок
к электрической сети зависят от их
назначения, номинального напряжения и
мощности. При напряжении 6-10 кВ основными
и наиболее распространенными являются
схемы присоединения ШБК к шинам
подстанций через отдельные выключатели
(рис. 4.6 а) или предохранители (рис. 4.6,
б).
Рис. 4.6. Схемы присоединения ШБК
Для батарей мощностью более 400 кВАр применяется схема, изображенная на рис. 4. 6 а, батареи меньшей мощности присоединяются через предохранители и разъединители. Для быстрого разряда батарей конденсаторов после их отключения в схемах предусматриваются специальные сопротивления, подключаемые параллельно ШБК. На напряжение 6-10 кВ в качестве разрядных сопротивлений применяют трансформаторы напряжения, на напряжении 0,38 кВ для этих целей применяют лампы накаливания.
Номинальные мощности шунтовых конденсаторных батарей, выпускаемых на номинальное напряжение 10 кВ, приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2
Номинальная мощность шунтовых конденсаторных батарей
|
Установленная мощность, МВАр |
0,5* |
1,2 |
2,4 |
3,6 |
4,8* |
6,0 |
7,2 |
9,6* |
12,0 |
* регулируемые ШБК
Конденсаторные
батареи просты в эксплуатации, могут
быть установлены в любом сухом помещении,
по сравнению с другими компенсирующими
устройствами имеют наименьшую удельную
стоимость и малые потери активной
мощности, которые приблизительно равны
0,5 % от
.
К недостаткам ШБК с точки зрения регулирования режима относятся: а) невозможность потребления реактивной мощности; б) невозможность плавного изменения выработки реактивной мощности; в) чувствительность к искажениям формы кривой напряжения; г) отрицательный регулирующий эффект по напряжению.
Отрицательный регулирующий эффект по напряжению рассмотрим на примере схемы рис. 4.1, б. Напряжение в узле 2
.
При
снижении напряжения в узле 1 снизится
и напряжение в узле 2, при этом в
соответствии с выражением (4.17) реактивная
мощность
,
вырабатываемая конденсаторной батареей,
также уменьшится. Следовательно,
увеличится передаваемая по линии
реактивная мощность, что приведет к
росту потери напряжения и дальнейшему
снижению
.
Режим напряжения
в электрических сетях оказывает большое
влияние на работу приемников электрической
энергии, их производительность и срок
службы.Поэтому
ГОСТ Р54149-2010 к отклонениям напряжения,
которые в точке передачи электрической
энергии не должны превышать 10 % номинального(для сети
1000
В) или согласованного (для сети
1000
В) значения напряжения. ГОСТ устанавливает
два показателя отклонения напряжения
– отрицательное
и положительное
:
;
(4.18)
,
(4.19)
где
- согласованное или номинальное
напряжение;
и
- значения напряжения, меньшие
и большие
соответственно.
Для
того, чтобы обеспечить требуемое качество
электроэнергии, Правила устройства
электроустановок (ПУЭ) обязывает
осуществлять в центрах питания (ЦП),
т.е. на шинах распределительных устройств
6-10 кВ понизительных подстанций
энергосистемы, встречное регулирование
напряжения. В соответствии с ПУЭ
устройства регулирования напряжения
должны поддерживать на указанных шинах
напряжение в пределах не ниже 105 %
номинального в период наибольших
нагрузок и не выше 100 % номинального в
период наименьших нагрузок сетей. Для
других значений нагрузки желаемое
напряжение (
)
изменяется в соответствии с графиком,
изображенным на рис. 4.7.
Рис. 4.7. Изменение напряжения в ЦП,
соответствующее встречному регулированию
Основным средством регулирования напряжения в электрических сетях являются трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Например,
для трансформаторов с номинальным
напряжением основного ответвления
обмотки высшего напряжения, равным 115
кВ, предусматриваются диапазоны
регулирования напряжения
при 18 ступенях регулирования по 1,78 %
каждая. Регулирование осуществляется
за счет изменения коэффициента
трансформации трансформатора. Как
правило, устройство РПН выполняется на
стороне высшего напряжения (ВН)
трансформатора, которая имеет меньший
рабочий ток. Напряжение ответвления
регулируемой обмотки ВН определяется
по желаемому напряжению на шинах низшего
напряжения
(НН)
и напряжению на шинах НН, приведенному
к высшему
:
,
(4.20)
где
- номинальное напряжение обмотки НН;
Встречное
регулирование напряжения на шинах НН
подстанции осуществляется изменением
коэффициента трансформации
трансформаторов с РПН
,
(4.21)
где
- напряжение ответвления РПН;
- номинальное напряжение обмотки ВН;
-
напряжение ступени регулирования РПН;
m – число ступеней.