Лекции эл. сети для спец. ЭС Вихарев

– действующее значение i-й составляющей напряжения; N – порядок последней учитываемой гармонической составляющей (до 40-й).

Напряжение Норм. Макс.

До 1 кВ 8% 12%

6-20 кВ 5% 8%

35 кВ 4% 6%

110 кВ и выше 2% 3%

Коэффициент N-гармонической составляющей напряжения. По результатам измерений определяют значение коэффициента каждой гармоники по формуле:

Затем вычисляют значение коэффициента:

Нормируется, значения приведены в ПУЭ

Длительность провала напряжения

Провал напряжения – внезапное понижение напряжения ниже 0,9U_ном, за которым следует восстановление до первоначального значения.

В сетях до 20 кВ – до 30 с

Импульсное напряжение – резкое изменение напряжения, за которым следует восстановление напряжение, за которым следует восстановление напряжения до первоначального уровня за промежуток времени до нескольких миллисекунд.

– напряжение импульса

– напряжение амплитуды импульса

– длительность импульса

Допустимые значения приведены в ГОСТ.

Коэффициент временного перенапряжения K_{пер U}. Эта величина, равная отношению максимального значения огибающей амплитудных значений напряжений за время существования временного перенапряжения к амплитуде номинального напряжения.

Регулирование напряжения

Поддержание напряжения у потребителей при минимуме затрат.

Разновидности регулирования:

-централизованное (в центре питания)

-местное (у потребителей):

-индивидуальное

-групповое

Централизованное:

1). Стабилизация

2). Двухступенчатое

3). Встречное регулирование

Стабилизация напряжения применяется в том случае, если нагрузка в течение суток не меняется.

Двухступенчатое регулирование – если в течение определенного времени напряжение поддерживается постоянным.

Встречное – когда нагрузка в течение суток меняется. Это самый типичный случай.

Встречное регулирование напряжения

Рассмотрим два режима работы сети. Первый – режим минимальных нагрузок, второй – максимальных нагрузок.

Из диаграммы видно, что при отсутствии регулирования напряжение у потребителя как в режиме минимальных, так и максимальных нагрузок выходит за пределы допустимых значений, поэтому требуют регулирование напряжения.

Устройство РПН позволяет изменять число витков первичной обмотки.

В режиме минимальных нагрузок напряжение уменьшают до значения, близкого к номинальному: .

В режиме максимальных нагрузок изменяют коэффициент трансформации увеличивают до 1,05 номинального: .

Указанные требования определены в ПУЭ.

Регулирование напряжения на электрических станциях

На электростанциях регулировать напряжение можно изменением тока возбуждения генераторов. Не меняя выработку активной мощности можно изменять напряжение в пределах ±0,05U_{Г ном}. Этого недостаточно, поэтому регулирование напряжения в сети с помощью генераторов является вспомогательным средством. Но в некоторых случаях это средство может быть единственным. При этом применяется встречное регулирование.

Средства регулирования напряжения на понижающих подстанциях

Основным средством являются трансформаторы, автотрансформаторы и линейные регулировочные трансформаторы.

Два типа устройств регулирования трансформаторов и автотрансформаторов:

ПБВ – переключение без возбуждения

РПН – регулирование под нагрузкой

Трансформаторы с ПБВ

Имеют ответвления от обмотки ВН (4 ответвления).

Для регулирования трансформатор должен быть отключен от сети, поэтому его переключают два раза в год (при смене сезона) и невозможно осуществить встречное регулирование напряжения.

С ПБВ трансформаторы выпускаются трансформаторы малой мощности.

Трансформаторы с РПН

Такие трансформаторы имеют специальное переключающее устройство, большое число ступеней и большой диапазон: ±16U_ном, число ответвлений ±9.

Условное обозначение:

Провес переключения:

Две часть обмотки ВН:

а) – нерегулируемая

б) – регулируемая, с ответвлениями

На ответвлениях 1 и 2 намотка согласная с нерегулируемой, на 3 и 4 – встречно.

Регулирующее устройство состоит из подвижных контактов К3 и К4; К1 и К2 - контактор, Р – реактор.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течении суток, выполняя требования встречного регулирования.

Линейные регулировочные трансформаторы (линейные регуляторы, ЛР)

Предназначены для регулирования в отдельных линиях или группы линий

.

Состоит из двух частей: последовательный трансформатор 2 и питающий трансформатор 1. 3 – первичная обмотка питающего трансформатора, 4 – вторичная обмотка; 5 - переключающее устройство, 6 – первичная обмотка, 7 – вторичная обмотка, ВН – обмотка силового трансформатора.

В зависимости от того, к каким фазам подключена первичная обмотка питающего трансформатора получаются разные виды регулирования. Если обмотка 3 подключается к фазам AC, то результирующая ЭДС изменяется по модулю и такое регулирование - продольное. Если обмотка питающего трансформатора будет подключена к фазам BC? То дополнительная ЭДС изменяться по фазе, и такое регулирование называется поперечным. Если к фазам AB, то результирующая ЭДС будет меняться как по модулю, так и по фазе – это продольно-поперечное регулирование.

Регулирование напряжения автотрансформаторов

У автотрансформаторов устройство РПН устанавливается на линейном конце обмотки СН. Таким образом, с помощью РПН регулировать напряжение можно на шинах СН, а на шинах НН напряжение не регулируется. Если необходимо его регулировать, то последовательно с обмоткой НН устанавливается регулировочный трансформатор. Такой вариант дешевле, час АТ с двумя РПН.

Расчет регулирования напряжения на питающих подстанциях

Двухобмоточные трансформаторы с РПН

Нужно выполнить проверку необходимости регулировки. Для режима максимальных нагрузок и минимальных нагрузок.

1).

Если условия выполняются, регулировать напряжение не нужно, а устройство РПН будет установлено на основное (нулевое) ответвление. Если не выполняются – необходимо регулировать.

2). Напряжение ответвления

3). [кВ]

4).

m – ступень РПН

5). Действительное напряжение на шинах НН:

Трехобмоточные трансформаторы с РПН

У трехобмоточных трансформаторов на обмотке ВН устанавливается РПН, а на обмотке СН – ПБВ.

1). Выбирают ответвление РПН для режима максимальных и минимальных нагрузок как двухобмоточный с обмотками ВН и НН.

2). Выбирают одно желаемое напряжение ответвления со стороны СН, обеспечивающее заданное напряжение как в режиме максимальных, так и минимальных нагрузок:

и – напряжения стандартных ответвлений устройства РПН для режима максимума и минимума.

3). Определяют напряжения одной ступени регулирования ПБВ

[кВ]

4). Выбирается ближайшее стандартное ответвление ПБВ на стороне СН:

5). Действительное напряжение на шинах СН:

Автотрансформаторы с РПН

Расчет регулирования сводятся к расчету линейного регулятора

1).

2).

3). Выбираем ближайшее стандартное ответвление и определяем действительное напряжение на шинах НН:

m – число ступеней ЛР

Регулирование напряжения изменением сопротивления сети

Изменить величину активного сопротивления можно только путем изменения сечения проводов линии. Такое возможно только на этапе проектирования сети.

Лучше воздействовать на реактивное сопротивление. Для изменения реактивного сопротивления в линию включают батарею конденсаторов:

Для УПК отношение емкостного сопротивления БК к индуктивному сопротивлению ЛЭП называется процентом компенсации:

Регулирование напряжения изменением реактивной мощности

Можно изменять мощность.

Уменьшать активную мощность нецелесообразно, для изменения реактивной мощности можно использовать компенсирующие устройства (батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические ИРМ).

Для выработки реактивной мощности синхронный компенсатор СК работает в режиме перевозбуждения, его ток носит емкостной характер:

При работе СК в режиме перевозбуждения напряжение на шинах U₂ увеличивается.

Работа СК в режиме недовозбуждения: .

При работе СК в режиме недовозбуждения напряжение на шинах U₂ уменьшается.

Батарея конденсаторов. Только генерирует реактивную мощность, поэтому с ее помощью напряжение можно только увеличивать. Векторная диаграмма такая же, как для СК в режиме перевозбуждения.

Способы и средства регулирования напряжения

Способ регулирования – отражает принцип и отвечает на вопрос, как осуществляется регулирование напряжения.

Средства – это устройства, реализующие тот или иной способ

Способ регулирования	Средства регулирования
1. Изменение коэффициента трансформации	РПН, ПБВ
2. Изменение тока возбуждения генераторов ЭС	АРВ генераторов
3. Изменение реактивного сопротивления линии	УПК
4. Изменение потоков реактивной мощности	БК, СК, ИРМ, реакторы

Основным средством регулирования напряжения в ЭЭС являются устройства РПН силовых трансформаторов. Остальные средства можно считать вспомогательными. Но устройство РПН дорогое, поэтому применяется на трансформаторах большой мощности начиная с напряжения 35 кВ.

Регулирование частоты вращения турбин

Частота переменного тока в системе определяется балансом по активной мощности и чтобы рассмотреть возможность регулирования частоты необходимо рассматривать характеристики паровых и гидравлических турбин.

Статические характеристики регулирования турбины

Если нагрузка увеличивается (), то характеристика пойдет ниже.

Обычно турбины имеют автоматические регуляторы скорости вращения, которые изменяют пропуск энергоносителя через турбину в зависимости от частоты вращения. Это первичные регуляторы частоты, а процесс регулирования называется первичным регулированием. Это регулятор Уатта.

Регуляторы скорости турбин могут иметь астатическую или статическую характеристику.

Если после изменения нагрузки и окончания переходного процесса регулятор восстанавливает первоначальную частоту, то такое регулирование называется астатическим.

Если при изменении нагрузки и окончания переходного процесса устанавливается новая, отличная от первоначальной частота, то регулирование называется статическим.

Коэффициент статизма:

Реальные регуляторы имеют статическую характеристику, .

Чтобы добиться подъема частоты до первоначального значения применяется вторичное регулирование. В процессе вторичного регулирования осуществляется изменение мощности турбины в зависимости от частоты переменного тока. Осуществляется либо автоматически, либо персоналом по приборам. На характеристике это выглядит как перенос характеристики параллельно самой себе.

Регулирующий эффект нагрузки по частоте

Изменение частоты зависит не только от того, насколько произошло нарушение баланса по активной мощности, но и от характера нагрузки.

Существуют две группы потребителей. К первой группе относятся такие, у которых потребляемая мощность не зависит от частоты (нагревательные приборы, лампы накаливания). Вторая группа – это те устройства, к которых потребляемая мощность зависит от частоты (электродвигатели). Потребители второй группы при уменьшении частоты снижают мощность и сглаживают снижение частоты.

Изменение потребляемой активной мощности при изменении частоты называется регулирующим эффектом нагрузки по частоте и оценивается коэффициентом:

, определяется в результате специальных испытаний; . Показывает, на сколько процентов изменяется потребление активной мощности при изменении частоты на один процент.

Регулирование частоты в электрической системе

Для регулирования частоты выделяется одна электрическая станция, которая называется балансирующей по частоте.

– обобщенная статическая характеристика на турбинах станции, балансирующей по частоте. – то же для остальных станций системы.

Сначала была частота , поддерживается баланс: . Предположим, что произошло увеличение мощности потребителей на величину . В первый момент мощность распределится:

, частота . Затем регуляторы ЭС увеличат пропуск энергоносителя. Произойдет параллельный перенос характеристики в точку 3':

Если одной ЭС мало, выделяют две станции.

Регулирование частоты в аварийных режимах

Аварийные режимы:

1). Отказ генератора

2). Внезапное увеличение нагрузки сверх предусмотренной

3). Отказ (отключение) межсистемной ЛЭП или автотрансформатора связи

В тех случаях, когда резерв активной мощности в ЭЭС исчерпан, а частота так и не достигла номинального значения, в действие вступает автоматика частотной разгрузки (АЧР). Она предназначена для быстрого восстановления баланса по активной мощности путем отключения части наименее ответственных потребителей. Устройства АЧР могут отключать 30-40% мощности, потребляемой энергосистемой.

АЧР – дискретная система, делится на две категории: АЧР-1 и АЧР-2.

АЧР-1 предназначена для недопущения значительного снижения частоты в первые моменты аварии. Действует без выдержки времени, выполняется в виде нескольких очередей (частей) с разными уставками по частоте. Диапазон уставок по частоте 48,5÷46,5 Гц.

АЧР-2 предназначена для подъема частоты после действия АЧР-1. Выполнена в виде нескольких очередей с одной уставкой по частоте и разными уставками по времени.

Экономичность рабочих режимов электрических сетей

Способы уменьшения потерь мощности в электрических сетях

Основными способами уменьшения потерь мощности в ЭЭС являются:

1). Регулирование уровня напряжения в сети

2). Снижение неоднородности сети

3). Размыкание замкнутых контуров

4). Оптимальное распределение реактивной мощности между ее источниками

Под уровнем напряжения в электрической сети понимают его среднее значение в сети одной ступени номинального напряжения.

При повышении уровня напряжения снижаются нагрузочные потери в элементах сети, причем при увеличении его на 1 процент потери снижаются на два процента, но увеличиваются потери холостого хода, тоже на два процента. Но т.к. нагрузочные потери значительно превосходят потери ХХ, то в целом потери снижаются.

При повышении уровня напряжения улучшаются и другие показатели работы сети – снижаются потери реактивной мощности; увеличивается генерация зарядной мощности; увеличивается пропускная способность ЛЭП. Но увеличиваются потери на коронный разряд. Таким образом, поддержание рабочего напряжения сети на предельно допустимом уровне рационально с точки зрения потерь мощности и электроэнергии.

Снижение влияния неоднородности в замкнутых сетях

Распределение активных и реактивных мощностей, определенное по схеме замещения с активными и реактивными сопротивлениями, называется естественным.

Распределение активных и реактивных мощностей в сети, соответствующее минимуму потерь активной мощности, называется экономическим.

Режим, при котором выдерживаются технические ограничения, а потери активной мощности в сети минимальные, называется экономическим режимом.

Доказано, что экономическому потокораспределению соответствует распределение активных и реактивных мощностей, которое имеет место в схеме замещения только с активными сопротивлениями. В однородной сети естественное потокораспределение и экономическое распределение потоков мощности совпадают.

– естественное потокораспределение

– экономическое потокораспределение

В неоднородной сети естественное и экономическое распределение потоков мощности не совпадают. Наличие неоднородности вызывает протекание контурного уравнительного потока мощности:

Снижения неоднородности можно добиться следующим образом:

1). Снижение неоднородности параметров сети

2). Компенсацией контурного уравнительного потока мощности.

Снижение неоднородности параметров осуществляется двумя способами:

1). Изменение сечения проводов (сложный способ)

2). Включение в линию УПК

Компенсацию контурного уравнительного потоками также выполняется двумя способами:

1). Создание потока мощности, компенсирующего контурный поток путем введения в неоднородный контур добавочных ЭДС за счет линейных регуляторов

2). Размыкание замкнутых контуров в сети и устранение пути уравнительного потока мощности. Но недостатком является снижение надежности, поэтому надо сначала решить, допустимо ли размыкание замкнутого контура с точки зрения надежности. Кроме того, нужно выявить место размыкания.

Оптимальное распределение реактивной мощности между ее источниками

Это наименее эффективный способ. Его малое влияние обусловлено следующими причинами:

1). В режиме максимальных нагрузок резервы реактивной мощности малы

2). Передача реактивной мощности по сети связана с увеличением потерь напряжения, а также потерь активной и реактивной мощности.

Организационные и технические мероприятия по уменьшению потерь активной мощности

Организационные – те мероприятия, которые не требуют дополнительных капиталовложений, а технические – требуют капиталовложений.

Организационные:

1). Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и подстанций. Этого можно добиться улучшением организации работ и совмещением ремонта последовательно включенных элементов

2). Снижение расходов электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций

3). Использование генераторов электростанций в режиме синхронных компенсаторов. В этом случае генерируется реактивная мощность, поддерживая положительный баланс.

Технические мероприятия:

1). Установка компенсирующих устройств

2). Установка на подстанциях дополнительных или замена перегруженных трансформаторов

3). Ввод в работу трансформаторов с РПН или линейных регуляторов напряжения

Экономически целесообразный режим работы трансформаторов

На подстанциях, от которых питаются потребители первой и второй категории, устанавливаются два трансформатора. Они могут работать в различных режимах: режим раздельной работы и режим параллельной работы.

При раздельном режиме каждый из трансформаторов работает на свою выделенную нагрузку, секционный выключатель (СВ) на стороне НН отключен.

Режим параллельной работы – выключатели на ВН и НН включены, трансформаторы работают на общую нагрузку.

При раздельной работе уменьшается ток КЗ. Недостаток – неодинаковая загрузка трансформаторов.

При параллельной работе – наоборот: загрузка трансформаторов пропорциональна их мощности.

С экономической точки зрения наиболее рациональным является параллельный режим работы, особенно если они однотипные. Трансформаторы разных типов и мощностей не всегда можно включать на параллельную работу. Для параллельной работы необходимо выполнение нескольких условий:

1). Соотношение мощностей не более 1:3

2). Группы соединений обмоток должны быть одинаковыми

3). Напряжение КЗ должно различаться не более чем на 10%

4). Напряжения ответвлений РПН должны отличаться не более чем на 0,5%

Для выявления экономически целесообразного режима работы трансформаторов построим зависимости потерь активной мощности от передаваемой мощности:

Если мощность, проходящая через тр-р будет находиться в интервале от 0 до , минимум потерь активной мощности будет иметь место при работе одного трансформатора.

Если , то наименьшие потери при работе двух трансформаторов.

Если , то наиболее выгодна работа трех трансформаторов.

Для одинаковых трансформаторов:

Для двухтрансформаторных подстанций:

Если в режиме минимальных нагрузок мощность подстанции будет меньше или равна , то для уменьшения потерь мощности целесообразно отключить один из параллельно работающих трансформаторов.

При этом если от подстанции питаются потребители первой категории, то при отключении одного из трансформаторов должно быть предусмотрено АВР.