Нагрузку в точке 2 принимаем равной

=Р + jQ =P + j(Q +DQ ),

в точке 3

=Р + jQ = P + DP + jQ .

Далее расчет ведем как для двух разомкнутых линий.

Лекция 3. Расчет сложно-замкнутых сетей методом преобразования сети

Содержание лекции:

- расчеты схем замещения сложно-замкнутых сетей.

Цели лекции:

- ознакомление с расчетами сложно-замкнутых сетей с помощью метода преобразования.

В ряде случаев при проектировании, а также при эксплуатации сетей небольшой сложности возникает необходимость проведения одноразовых расчетов без применения ПЭВМ, одним из распространенных способов ручного счета – последовательное упрощение схемы сложной сети по методу преобразования сети.

Сущность метода преобразования заключается в том, что заданную сложную сеть путем постепенных преобразований приводят к линии с двусторонним питанием, в которой распределение мощностей находят уже известным методом. Затем, после определения линейных мощностей на каждом участке преобразованной схемы, с помощью последовательных обратных преобразований находят действительное распределение мощностей в исходной схеме сети.

Эквивалентирование параллельных линии на любых участках замкнутой сети возможно только в том случае, если на этих линиях нет присоединенных нагрузок. Для участка замкнутой сети с двумя параллельными линиями (рисунок 3.1)

= + ; .

Рисунок 3.1

Если в схеме существуют промежуточные нагрузки, то эквивалентирование осуществить нельзя. Для этого делают так называемый перенос нагрузок в другие точки сети. При этом режим сети до переноса и после должен оставаться неизменным.

Вывод зависимостей, определяющих величины переменных нагрузок, можно сделать для общего случая, когда между точками сети, в которые требуется перенести нагрузку, имеется несколько потребителей энергии (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2

Рассматривая сеть как линию с двусторонним питанием и принимая напряжения во всех узлах одинаковыми по величине и фазе определим мощности, вытекающие из точек А и В

= , (3.1)

= . (3.2)

Если перенести нагрузку в точки А и В, то схема участка сети примет вид (рисунок 3.2б), а мощности и определяются

= , (3.3)

= , (3.4)

где = =0.

Так как применение нагрузок не должно менять режима сети, находящейся за границами рассматриваемого участка, то = и = . Приравнивая уравнения (3.1) и (3.3), а также (3.2) и (3.4), получим

= и = .

Аналогично в общем случае для любой промежуточной нагрузки можно найти

(3.5)

Иногда при расчете сети требуется произвести преобразования треугольника в эквивалентную звезду и обратно (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3

Сопротивления лучей эквивалентной звезды определяются

= ; = ; = . (3.6)

Обратные преобразования

3.7)

При развертывании преобразований схемы в исходную необходимо найти распределение мощностей на сторонах треугольника по полученному распределению мощностей в лучах эквивалентной звезды.

Примем условно, что в лучах звезды получено распределение мощностей в соответствии с рисунком 3.3. Мощности на сторонах треугольника получаем, исходя из равенства векторов падений напряжения на любой стороне треугольника и смежных ей лучах звезды.

Задавшись направлениями мощностей на сторонах треугольника и определив токи на участках по номинальному напряжению сети, получим

,

откуда

(3.8)

Если результат получится с отрицательным знаком, то условно принятое направление мощности на этой стороне треугольника следует изменить на обратное.

Лекция 4.Баланс активных мощностей и его связь с регулированием частоты

Содержание лекции:

- нарушение баланса активных мощностей при изменении частоты в энергосистеме.

Цели лекции:

- изучение причин нарушения баланса активных мощностей и его последствий.

В энергосистеме в любой момент времени соблюдается баланс активных мощностей

∑Р_г = ∑Р_н + ∑∆Р_с ,

где ∑Р_г – суммарная мощность генераторов электрических станций;

∑Р_н - мощность потребителей энергосистемы;

∑Р_н - суммарные потери мощности в электрических сетях.

Если, например, уменьшить подачу энергоносителя (пара, воды) в турбину, то мощность ∑Р_г станет меньше, и при то же нагрузке потребителей ∑Р_н станет невозможным вращать двигатели с прежней скоростью. Они начнут тормозиться и в соответствии со статическими характеристиками нагрузки по частоте P = f (f) (рисунок 4.1) станут потреблять меньшую активную мощность. При этом наступит баланс активных мощностей при частоте f₁, которая меньше первоначальной частоты f_н.

Рисунок 4.1

Таким образом, при любой частоте мощность, генерируемая электростанциями, равна потребляемой мощности. При этом номинальная частота в энергосистеме свидетельствует о том, что генерируемая мощность достаточна для покрытия нормальной потребности электроприемников. Пониженная частота по сравнению с номинальной указывает на дефицит генерируемой мощности, а повышенная – на избыток мощности электростанций. Отсюда следует, что отклонение частоты от номинальной может произойти при:

а) изменении мощности станций без изменения включенной мощности электроприемников;

б) изменении мощности электроприемников и постоянстве генерируемой мощности;

в) одновременном несогласованном изменении нагрузки станций и потребителей.

Рассмотрим характер изменения частоты при резких нарушения баланса активных мощностей (рисунок 4.2) Резкое снижение частоты происходит при внезапном выходе из строя генерирующей мощности и отсутствии резерва либо при аварийном отключении нагруженных межсистемных линий и разделение системы на несинхронные части с дефицитом мощности.

Пусть в начальный момент времени номинальной частоте в системе f_н соответствует нагрузка потребителей Р_1н, равная нагрузке всех генераторов Р_1г.

Рисунок 4.2

Предположим, что все генераторы загружены полностью и резерв активной мощности в системе отсутствует. Пусть теперь по какой-то причине в момент времени t₁ (точка 1) возник дефицит активной генерируемой мощности, равный Р_2г – Р_1г (точка 3). Он приведет к нарушению баланса, и нагрузка потребителей по частотной статической характеристике будет стремиться восстановить его при пониженной частоте. Если бы мощность станций не зависела от частоты, то процесс пошел бы по кривой 1 – 2. Здесь плавное изменение нагрузки и потребителей объясняется инерцией системы. При достижении нагрузки потребителей Р_2н = Р_2г восстановился бы баланс при новой пониженной частоте f₂.

Однако снижение частоты и отсутствие резерва генерирующей мощности будут приводить к уменьшению мощности всех тепловых станций по кривой 3 – 4, причем кривая 3 – 4 более крутая, чем 1 – 2, из-за большого статического напора у механизмов собственных нужд электростанций. Поэтому разность между потребляемой и генерируемой мощностями будет увеличиваться, что приведет к дальнейшему снижению частоты по кривой 1 – 5. При достижении критической частоты f_к мощность тепловых станций снижается до нуля и частота резко падает (кривые 4 – 6 и 5 – 7). Возникает процесс лавины частоты. При этом двигатели и генераторы, оставшиеся в работе, резко затормаживаются. Двигатели начинают потреблять повышенную реактивную мощность, а генераторы не могут ее выдавать из-за снижения скорости вращения и уменьшения э.д.с. Происходит резкое понижение напряжения в сети.

Лекция 5. Регулирование частоты в электрических системах

Содержание лекции:

- первичное и вторичное регулирование частоты в системе.

Цели лекции:

- знакомство с процессом регулирование частоты в электрических системах в нормальных режимах работы.

В нормальном режиме энергосистемы регулированию подлежат в основном отклонения частоты, обусловленные изменением состава и мощности потребителей. Эти изменения мощности в течении суток составляют 20–50%.

Для регулирования частоты турбины электростанций снабжают регуляторами скорости. Регулировочная способность турбины определяется характеристикой скорости. На рисунке 5.1 показана статическая характеристика регулятора скорости.

Рисунок 5.1

Принцип регулирования заключается в том, что при изменении частоты мощность турбины соответственно изменяется так, чтобы восстановить прежнюю частоту. Так, например, при снижении частоты с f_н до f₁ происходит автоматический набор нагрузки с Р_о до Р₁. При дальнейшем снижении частоты мощность генератора будет расти до тех пор, пока не станет равной номинальной Р_ном.

5.1 Первичное регулирование частоты

Рассмотрим процесс регулирования частоты, построив на одном графике характеристику регулятора скорости турбины Р = f(f) и частотную статическую характеристику активной нагрузки потребителей Р_н = f(f) (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 Рисунок 5.3

При номинальной частоте f_н в точке (О) мощность нагрузки равна мощности генераторов: Р_н = Р_г. Пусть по какой-то причине (например, из-за уменьшения нагрузки одной из станций) частота уменьшилась на ∆f₁ и стала равной f₁. Тогда по статической характеристике Р_н мощность нагрузки уменьшится на величину ∆Р_н, а мощность генераторов увеличится на ∆Р_г, и общий дефицит мощности составит

∆Р = ∆Р_г + ∆Р_н .

Процесс изменения мощностей генераторов и потребителей при отклонении частоты, стремящийся сохранить прежнее значение частоты, называют первичным регулированием. Отсюда следует важный практический вывод: при снижении частоты о полном дефиците мощностей нельзя судить только по увеличению мощности генераторов. Следует учитывать также изменение нагрузки потребителей по статическим характеристикам.

Если в момент снижения частоты на генераторах отсутствует резерв мощности, то такое же уменьшение генерирующей мощности ∆Р приведет к большему снижению частоты ∆f₂ (рисунок 5.3). При полном использовании мощности станций первичное регулирование частоты происходит только за счет изменения мощности потребителей.

5.2 Вторичное регулирование частоты. При выполнении регуляторов скорости турбин со статическими характеристиками первичное регулирование частоты не обеспечивает поддержание номинальной частоты в системе. Поэтому дополнительно применяют вторичное регулирование. Оно заключается в смещении характеристик регуляторов скорости турбин параллельно самим себе. Вторичное регулирование может осуществляться вручную или автоматически.

Рассмотрим совместный процесс первичного и вторичного регулирования частоты (рисунок 5.4).

Рисунок 5.4

Известны усредненная характеристика регуляторов скорости генераторов системы Р_го и статическая характеристика нагрузки Р_но. В точке О соблюдается баланс активных мощностей при частоте f_н. Если отсутствуют первичные регуляторы скорости, то при росте нагрузки потребителей мощность генераторов Р_г остается неизменной и частота снизится до f₁, а характеристика нагрузки переместится в точку 1 и займет положение Р_н.

При включенных регуляторах скорости генераторы наберут часть нагрузки, и пересечение характеристик Р_го и Р_н окажется в точке 2, а частота станет f₂, причем f₁ < f₂ < f_н. При включении регуляторов вторичного регулирования характеристика генераторов Р_го будет смещаться до тех пор, пока частота не станет равной номинальной f_н (точка 3, характеристика Р_го^'). В результате весь прирост нагрузки ∆Р примут на себя генераторы станций.

Для выполнения вторичного регулирования частоты в системе обычно выделяют одну или несколько станций, а все остальные поддерживают постоянную нагрузку и участвуют только в процессе первичного регулирования частоты.

Лекция 6. Регулирование частоты в послеаварийных режимах

Содержание лекции:

- восстановление частоты при авариях в энергосистемах.

Цели лекции:

- изучение работы автоматической частотной разгрузки (АЧР).

Послеаварийный режим, связанный со значительным отклонением частоты, может создаться в основном по следующим причинам:

а) при отключении части генерирующей мощности и возникновении дефицита активной мощности во всей энергосистеме;

б) из-за аварийного отключения нагруженных межсистемных линий электропередачи или ряда системообразующих линий, когда часть системы отделяется с дефицитом генерирующей мощности;

в) при отключении части генераторов одной из систем объединения, нарушении из-за этого устойчивости оставшихся в работе генераторов и последующим отключении межсистемных или системообразующих линий.

Если отключившаяся в результате аварии мощность генераторов больше, чем был резерв на всех станциях системы, то частота не восстановится до номинальной. При значительном дефиците мощности снижение частоты будет большим, что может вызвать лавину частоты. Для ее предотвращения должны быть приняты автоматические быстродействующие меры.

Восстановление частоты осуществляется путем автоматической частотной разгрузки (АЧР), при которой отключается часть потребителей. Это преднамеренное отключение части потребителей позволяет сохранить в работе генерирующие мощности и электроснабжение большинства нагрузок.

Рассмотрим процесс изменения частоты при действии АЧР (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1

Здесь Р_гс – частотная характеристика генерирующей части системы, а Р_н - статическая характеристика нагрузки. Пусть энергосистема работала без резерва с нагрузкой Р_гсо и частота была равна номинальной - f_н. Этот режим характеризуется точкой «а», в которой Р_гсо = Р_н. Предположим, что в результате аварии отключилась генерирующая мощность ∆Р_г. Тогда характеристика генерирующей части системы сместится в положение Р_гс1, и частота в соответствии со статической характеристикой нагрузки снизится до f₁ (точка б). Для подъема частоты до номинальной надо отключить с помощью АЧР часть нагрузки: ∆Р_АЧР = ∆Р_г . Это показано переносом статической характеристики нагрузки параллельно самой себе в положение Р_н1 (точка в). При таком отключении генерируемая мощность станет больше потребляемой, и частота будет восстанавливаться по прямой «вг». В точке г установиться номинальная частота при новой генерирующей и потребляемой мощностях.

Если от АЧР отключить нагрузку меньшую, чем отключенная генерирующая мощность (точка д), то частота повысится, но до номинальной не восстановится (точка е) и станет равной f₂.

Для предотвращения лавины частоты, которая наступает при частоте около 46 гц и ниже, восстановление частоты с помощью АЧР должно производиться при снижении частоты до 48 – 48,5 гц и ниже.

Для того чтобы при снижении частоты не было лишних отключений, всю систему АЧР разбивают на две категории (АЧР I и АЧР II), каждая из которых выполняется в виде нескольких очередей. В АЧР I очереди отличаются одна от другой только уставками по частоте. Верхнюю уставку по частоте принимают не выше 48,5 гц, а нижнюю – не ниже 46,5 гц. Интервал между соседними очередями принимают около 0,1 гц. Единая уставка по времени выполняется минимальной (0,1 – 0,15 сек). В АЧР II очереди отличаются только уставками по времени. Начальная уставка выбирается в пределах 5 –10 сек, а конечная – 60 – 70 сек. Интервал между соседними очередями принимается равным около 3 сек. Единая уставка по частоте для АЧР II должна быть равна верхней уставке АЧР I или несколько больше.

При снижении частоты происходит отключение потребителей от 1-й очереди АЧР I. Если частота продолжает снижаться, то срабатывает 2-я очередь АЧР I с меньшей уставкой по частоте и т.д. Такая «самонастраивающаяся» система АЧР обеспечивает отключение мощности потребителей, равной возникшему дефициту мощности.

Если после действия АЧР I частота не восстановиться, то с выдержками времени вступают в действие очереди АЧР II и дополнительно отключаются потребители. При этом АЧР II предотвращает «зависание» частоты. От АЧР II потребители будут также отключаться при медленном увеличении дефицита мощности при развитии аварии.

Изменение частоты во времени при возникновении дефицита активной мощности и действия АЧР показано на рисунке 6.2.Точка О характеризует начальный момент времени, в который возник дефицит мощности. При этом происходит снижение частоты по кривой 0 – 1. Некоторая плавность изменения частоты объясняется инерцией системы. В точке 1 частота f₁ достигает уставки 1-й очереди АЧР I и происходит отключение некоторой части потребителей. Если при этом еще сохранился некоторый дефицит мощности, то будет происходить дальнейшее снижение частоты, но уже по более плавной кривой 1 – 2. В точке 2 при частоте f₂ происходит дополнительное отключение потребителей от 2-й очереди АЧР I.

Рисунок 6.2

При достаточно отключенной нагрузке мощность генераторов превысит мощности потребителей, частота будет повышаться (кривая 2 – 3). При одинаковой генерирующей и потребляемой мощности частота может установиться между двумя соседними уставками АЧР (кривая 2 – 4). Происходит «зависание» частоты. Тогда через некоторое время в точке 4 срабатывает 1-я очередь АЧР II, после чего частота повышается (кривая 4 – 5). Если частота еще не восстановилась, то срабатывает 2-я очередь АЧР II и т.д.

Для быстрого включения потребителей после восстановления частоты применяют автоматическое повторное включение после АЧР (ЧАПВ). Его обычно настраивают на частоту 49,2 – 50 гц, и включение потребителей производят ступенями с интервалом времени 5 сек. Так как в противном случае может опять наступить снижение частоты. Начальную уставку по времени ЧАПВ принимают 10 – 20 сек.

К устройствам АЧР, как правило, подключают наименее ответственных потребителей. Однако они должны иметь достаточную мощность в любое время суток и года.

Лекция 7. Баланс реактивных мощностей и его связь с регулированием напряжения

Содержание лекции:

- нарушение баланса реактивных мощностей при изменении напряжения в узлах нагрузки.

Цели лекции:

- изучение причин нарушения баланса реактивных мощностей в нагрузочных узлах и его последствий.

В энергосистеме должен соблюдаться оперативных баланс реактивных мощностей:

∑Q_г + ∑Q_в +∑Q_к.у = ∑Q_п +∑∆Q_с , (7.1)

где ∑Q_г – реактивная мощность генераторов станций;

∑Q_в – зарядная мощность линий электропередачи;

∑Q_к.у- мощность компенсирующих устройств;

∑Q_п – реактивная мощность потребителей;

∑∆Q_с – потери реактивной мощности в электрических сетях.

Рисунок 7.1 Рисунок 7.2

Этот баланс постоянно сохраняется за счет изменения генерируемой мощности В соответствии со статическими характеристиками нагрузки по напряжению (рисунок 7.1).

Условие баланса реактивной мощности непосредственно связано с величинами напряжений в электрической сети. Рассмотрим эту связь на примере схемы одного элемента сети (рисунок 7.2). Пусть в начальный момент времени имел место баланс реактивной мощности и напряжение в начале линии было U₁ , а в конце ее U₂ . Этим напряжениям по статическим характеристикам соответствовала нагрузка потребителей P_н + JQ_н. Напряжение в конце линии можно определить

U₂ = U₁ –

Если за счет разгрузки источника реактивной мощности снизить напряжение U₁ до U₁^', то произойдет снижение напряжения в узле нагрузки U₂ до U₂^'. При этом по статическим характеристикам мощность потребителей уменьшится до P_н^' + JQ_н^' (рисунок 7.2) и напряжение в конце линии

U₂^' = U₁^' –

Изменение напряжения U₂ произойдет из-за снижения напряжения в начале линии и изменения потери напряжения. Статические характеристики реактивной мощности значительно круче характеристик активной мощности. На каждый процент изменения напряжения происходит изменение активной мощности на 0,6–2%, а реактивной на 2-5%. Поэтому при снижении напряжения U₁ происходит снижение потери напряжения. В результате изменение U₂ будет меньше, чем изменение U₁:

U₂ – U₂^' < U₁ – U₁^'.

Таким образом, за счет изменения нагрузки потребителей в соответствии со статическими характеристиками происходит некоторое регулирование напряжения U₂. Этот процесс называется регулирующим эффектом нагрузки по напряжению. В результате такого регулирования новым значениям напряжений U₁^' и U₂^' будет соответствовать новое условие баланса реактивной мощности.

Регулирующий эффект нагрузки будет проявляться только до некоторого критического напряжения U_кр. Если напряжение U₂ окажется ниже критического, то будет происходить обратное явление: снижение напряжения вызовет рост реактивной нагрузки потребителей, что приведет к росту потерь напряжения и дальнейшему снижению напряжения U₂. Наступает лавина напряжения и происходит нарушение баланса реактивной мощности (рисунок 7.3). Здесь t₁- момент снижения напряжения до U_кр, а интервал времени t₂ – t₁ процесс развития лавины (несколько секунд). В результате лавины напряжения происходит нарушение устойчивости нагрузки, которое выражается в саморазгрузке потребителей. После их отключения напряжение восстанавливается.

Рисунок 7.3

Для узлов со смешанным характером потребителей критическое напряжение составляет 0,8 – 0,75 номинального напряжения сети. Лавина напряжения может наступить как во всей энергосистеме, так и в отдельных узлах, в которых возникает дефицит реактивной мощности. Для предотвращения лавины напряжения применяют специальные меры.

Лекция 8. Источники реактивной мощности в электрических сетях

Содержание лекции:

- синхронные компенсаторы, батареи статических конденсаторов.

Цели лекции:

- знакомство с работой дополнительных источников реактивной мощности в электрических сетях.

Кроме генераторов, источниками реактивной мощности могут быть и другие устройства, располагаемые на подстанциях или непосредственно у потребителей электроэнергии.

К числу таких устройств относятся синхронные компенсаторы – вращающиеся машины с явнополюсным ротором, на котором располагается обмотка возбуждения. Режим синхронного компенсатора подобен режиму синхронного двигателя, который работает в режиме холостого хода.

Рисунок 8.1

На рисунке 8.1 представлена схема замещения и векторная диаграмма синхронного компенсатора, на основании которой ток синхронного компенсатора определяется

I_с.к =

а следовательно, мощность на его зажимах

S_с.к = Q_с.к = √3U_с.кI_с.к = (8.1)

Выражение (8.1) показывает, что величина и знак мощности синхронного компенсатора зависят то соотношения между э.д.с. компенсатора и напряжением в точке включения его в сеть. Электродвижущая сила определяется величиной тока возбуждения, причем росту тока возбуждения соответствует увеличение э.д.с.

Для тока возбуждения можно принять такое значение, при котором E_q = U_с.к. В этом случае мощность синхронного компенсатора Q_с.к = 0. При некотором увеличении тока компенсатор выдаст определенную реактивную мощность Q_с.к > 0. Такой режим синхронного компенсатора называется режимом самовозбуждения. Уменьшая ток возбуждения, можно получить режим недовозбуждения, в котором E_q < U_с.к и Q_с.к < 0. Поскольку перевод синхронного компенсатора из одного режима в другой, а также изменение его мощности достигается соответствующим изменением тока возбуждения, то управление режимом компенсатора осуществляется плавно, без скачков как при ручном, так и при автоматическом регулировании.

Номинальная мощность синхронного компенсатора указывается для режима перевозбуждения, в котором компенсатор выдает в сеть реактивную мощность. В режиме недовозбуждения компенсатор потребляет реактивную мощность из сети. Предельная мощность его при этом определяется

Q_{с.к(ндв)} = - (8.2 )

Реактивное сопротивление компенсаторов в относительных единицах Х_d = 1,7-2,0%, поэтому, считая в качестве базисных величин номинальную мощность и номинальное напряжение компенсатора получим

Q_{с.к(ндв)} ≈

Синхронный компенсатор, работающий в режиме перевозбуждения, способен увеличивать выдаваемую в сеть реактивную мощность при понижении напряжения в сети. Выражение (8.1) показывает, что это увеличение будет большим в том случае, когда при снижении напряжения U_с.к одновременно возрастает э.д.с. E_q. Такой эффект имеет место при автоматическом регулировании тока возбуждения компенсатора. Указанная особенность синхронных компенсаторов, называемая иногда положительным регулирующим эффектом, позволяет при их применении существенно улучшить характеристики режима электрической сети и системы в целом.

На рисунке 8.2 показана схема концевого участка сети. На шинах потребителя включена батарея статических конденсаторов с реактивным сопротивлением Х_к, мощность которой определяется

Q_к = (8.3)

Векторная диаграмма, построенная для этой схемы (рисунок 8.3) показывает, что под влиянием батареи конденсаторов реактивная мощность в линии при неизменной мощности нагрузки уменьшается.

Рисунок 8.2 Рисунок 8.3

Батарея конденсаторов в отличии от синхронного компенсатора может только выдавать реактивную мощность. Другой отличительной особенностью батареи конденсаторов является резкая зависимость выдаваемой реактивной мощности от напряжения в точке включения батареи в сеть. Формула (8.3) показывает, что снижение этого напряжения приводит к уменьшению Q_к. Следователь, в отличие от синхронного компенсатора батарея конденсаторов характеризуется отрицательным регулирующим эффектом. Изменить степень уменьшения мощности батареи при резком снижении напряжения или даже достичь некоторого положительного регулирующего эффекта можно путем уменьшения сопротивления Х_к. Это можно достичь включением дополнительных конденсаторов. Резкое изменение мощности батареи может быть также достигнуто при так называемой форсировке батареи, осуществляемой с помощью переключений, которые приводят к росту напряжения на отдельных конденсаторах. Например, переключая в треугольник трехфазную батарею статических конденсаторов (рисунок 8.4), соединенных по схеме можно увеличить напряжение на каждой фазе батареи в раз.

Рисунок 8.4

Лекция 9. Качество электрической энергии

Содержание лекции:

- влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и электроаппаратов. Показатели качества электроэнергии.

Цели лекции:

- изучение и расчет показателей качества электроэнергии в электрических сетях.

-

9.1 Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и электроаппаратов

Качество электроэнергии характеризуется определенными показателями, относящимися к частоте переменного тока и режиму напряжений. Качество электроэнергии влияет на работу электроприемников, а также на работу электрических аппаратов, присоединенным к электрическим сетям. Все электроприемники и аппараты характеризуются определенными номинальными параметрами (f , U ,I и т.д.). Обычно предполагается, что работа при этих параметрах является наиболее целесообразной с технической и экономической точек зрения. В настоящее время очень много электроприемников (прокатные станы, дуговые сталеплавильные печи, выпрямительные установки, электрифицированный транспорт, электролиз) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Все это приводит к нарушению качества электроэнергии.

9.2 Показатели качества электроэнергии

Показатели качества электроэнергииподразделяются на две группы: основные и дополнительные. Основные показатели определяют свойства электроэнергии, характеризующие ее качество.

К основным показателям качества электроэнергии, для которых установлены допустимые значения относятся: отклонение частоты, отклонение напряжения, колебание напряжения, коэффициент g-й гармонической составляющей, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряжений.

Отклонение частоты– это разность между действительным и номинальным значением частоты.

Df = f – f .

Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент времени определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. Поэтому отклонение частоты – это общесистемный показатель качества электроэнергии.

В реальных режимах электрических сетей напряжения в узловых точках всегда отличаются от номинальных. Поэтому показатели качества напряжения имеют разные значения в различных точках электрической сети.

Отклонение напряжения – это разность между действительным значением напряжения и его номинальным значением

δU_у = U - U ,

или в процентах от номинального

δU_у = . (9.1)

Колебание напряжения – это разность между наибольшим и наименьшим значением напряжения, в % от номинального

ΔU_t%= . (9.2)

Коэффициент обратной последовательности напряжения – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений %

, (9.3)

где U - действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений.

Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности напряжений K трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент K определяется аналогично (13.3), только вместо U используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты U .

Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений

,

где U - действующее значение g-й гармонической составляющей напряжения,

g - порядок гармонической составляющей напряжения;

n – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

Допустимые значения показателей качества электроэнергии:

Нормальное Максимальное

Установившееся отклонение напряжения, % ± 5 ±10

Коэффициент несинусоидальности, % не

более, в электрической сети напряжением

до 1 кв 8 12

6-20 кВ 5 8

35 кВ 4 6

110 кВ и выше 2 3

Коэффициент обратной последовательности

напряжений, %, не более 2 4

Коэффициент нулевой последовательности

напряжений, %, не более 2 4

Отклонение частоты, Гц ±0,2 ±0,4

Лекция 10. Регулирование напряжения в электрических сетях

Содержание лекции:

- способы регулирования и изменения напряжения в сетях.

Цели лекции:

- ознакомление со способами регулирования напряжения в электрических сетях.

10.1 Задача регулирования напряжения в электрических сетях

Для обеспечения требований, предъявляемых к качеству напряжения электроприемниками и электроаппаратами, значения напряжений в каждой точке электрической сети должны находиться в определенных допустимых пределах. Практический допустимый режим напряжений без применения специальных регулирующих устройств может быть обеспечен только при условии, что суммарные потери напряжения в сети относительно небольшие. Это имеет место в электрических сетях небольшой длины с малым числом промежуточных трансформаций.

Задачей регулирования напряжения является намеренное изменение режима напряжений в отдельных пунктах сети по заранее заданным законам. Более надежным и экономичным является автоматическое регулирование напряжения. Законы регулирования напряжения должны устанавливаться из условий обеспечения наиболее экономичной совместной источников реактивной мощности, электрических сетей и присоединенных к ним электроприемников.

Задачи регулирования напряжения по разному решаются в условиях проектирования и эксплуатации электрических сетей.

В процессе проектирования электрических сетей выбираются средства регулирования, регулировочные диапазоны, ступени регулирования, места установки соответствующих устройств, системы автоматического регулирования.

Задачи регулирования напряжения в процессе эксплуатации электрических сетей связаны с наиболее полным и экономичным использованием имеющихся средств. В связи с текущим изменением условий работы электрической сети (изменением нагрузок, оборудования сети, ее параметров и схемы соединений) требуется проводить соответствующие мероприятия по улучшению режима напряжений. К ним относятся: изменение коэффициентов трансформации у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов, дополнительная автоматизация уже имеющихся устройств, изменение уставок автоматических регуляторов напряжения и применяемых систем автоматического регулирования напряжения и т.п. Иногда требуется и проведение реконструкции сети.

10.2 Способы изменения и регулирования напряжения в сети

Рассмотрим на примере распределительной сети, присоединенной к шинам центра питания (ЦП), какие способы изменения и регулирования напряжения могут быть применены для обеспечения технически допустимых отклонений напряжений у электроприемников. Величина этих отклонений зависит от многих факторов: режима напряжений в центре питания, потери напряжения в элементах сети, наличия в этой сети дополнительных регулирующих устройств.

На рисунке 10.1 представлена схема распределительной сети

Рисунок 10.1

Для данной схемы запишем выражение, связывающее отклонение напряжения V на шинах ЦП и отклонение напряжения у электроприемника ЭП.

, (10.1)

где V и V - текущие значения отклонения от номинального напряжения;

- сумма значений потерь напряжения в n элементах сети (линиях, трансформаторах), включенных последовательно между ЦП и ЭП.

= , (10.2)

где - сумма добавок напряжения, получаемых за счет выбора различных коэффициентов трансформации у m включенных последовательно на участке ЦП-ЭП нерегулируемых и регулируемых трансформаторов или автотрансформаторов;

Р и Q - соответственно активная и реактивная мощности на участке “к” сети;

R и Х - активное и реактивное сопротивление к-го элемента сети.

Формула (10.1) справедлива как для максимального, так и для минимального режимов

, (10.3 а)

. (10.3 б)

Вычитая (10.3 б) из (10.3 а) получим выражение для возможного диапазона отклонений напряжений на шинах ЭП в рассматриваемых условиях

(10.4)

Из анализа приведенных формул видно, что для обеспечения некоторых заранее заданных значений отклонений напряжения у ЭП могут быть использованы следующие способы:

а) изменение режима напряжений или регулирование напряжения на шинах ЦП;

б) изменение значения потери напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или на нескольких участках сети одновременно;

в) изменение коэффициента трансформации нерегулируемых и регулируемых под нагрузкой трансформаторов и автотрансформаторов, включенных на участках сети ЦП-ЭП. При этом изменяются величины соответствующих добавок напряжения.

Регулирование напряжения на ЦП обычно приводит к изменению режима напряжений во всей присоединенной к ЦП сети. Поэтому данный способ регулирования называют централизованным регулированием напряжения. Все остальные способы относятся к так называемому местному регулированию напряжения, приводящему к изменению режима напряжений в ограниченной части распределительной сети. Нагрузка потребителей меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая нагрузка в течение года бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая – в летний период. В этом случае имеет место так называемое встречное регулирование напряжения. Оно заключается в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, то также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Предусматривает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.

В режиме наибольших нагрузок напряжение увеличивают до значения

U =1,05U , (10.5)

а в режиме наименьших нагрузок

U =1,0U . (10.6)

Лекция 11. Регулирование напряжения изменением коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов

Содержание лекции:

- изменение напряжения в нагрузочных узлах с помощью трансформаторов и автотрансформаторов.

Цели лекции:

- изучение конструкции устройств для регулирования напряжения с помощью трансформаторов и автотрансформаторов.

Трансформаторы и автотрансформаторы, кроме основных ответвлений, имеют еще и дополнительные регулировочные ответвления. Изменяя эти ответ-вления, можно изменить коэффициент трансформации (в пределах 10–20 %).

По конструктивному исполнению различают трансформаторы двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора. При этом облегчается переключающее устройство.

В настоящее время все трансформаторы 35 кВ и выше имеют устройства РПН. Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, его необходимо отключить от сети. Такие переключения производятся редко только при сезонном изменений нагрузок.

Трансформаторы с ПБВ изготовляются с основным и некоторыми дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению сети, к которой присоединяются данные трансформаторы (6, 10 кВ). При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называется номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5; +2,5; -2,5 и –5%.

Трансформаторы со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и величиной диапазона регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН на 115 кВ предусматриваются диапазоны регулирования ±16% при ±9 ступенях регулирования по 1,78% каждая.

На рисунке 11.1 представлена принципиальная схема трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей – нерегулируемой “а” и регулируемой “б”.

Рисунок 11.1

На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1-4. Ответвления 1-2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки. При включении ответвлений 1-2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3-4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка 0. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым.

На регулируемой части “б” обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов “в” и “г”, контакторов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки “а” трансформатора. В переменном режиме ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток маленький и потеря напряжения в реакторе небольшая.

Допустим, что требуется переключить устройство РПН с ответвления 2 на 1. При этом отключают контактор К1, переводят подвижный контакт “в” на контакт ответвления 1 и опять включают контакт К1. Таким образом, секция 1-2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает в результате наличия напряжения на секции 1-2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

Реактор и все неподвижные и подвижные контакты, переключающие устройства размещают в баке трансформатора. Контакторы помещают в отдельном стальном кожухе, залитом маслом и укрепленном снаружи бака трансформатора. Такая конструкция облегчает проведение ревизии контактов и смену масла.

При реконструкции существующих сетей, в которых имеются трансформаторы без регулировки под нагрузкой, используют так называемые линейные регулировочные трансформаторы (ЛР). Для регулирования напряжения они включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором (рисунок 11.2 а). Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линию (рисунок 11.2 б).

Рисунок 11.2

Автотрансформаторы 220 кВ и выше выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения. В этом случае можно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации только для обмоток высшего и среднего напряжения. Если требуется одновременно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений, то необходимо установить дополнительно линейный регулятор последовательно с обмоткой низшего напряжения автотрансформатора. По экономическим соображениям такое решение оказывается более целесообразным, чем изготовление автотрансформаторов с двумя встроенными устройствами РПН.

Лекция 12. Регулирование напряжения изменением параметров сети

Содержание лекции:

- регулирование напряжения изменением реактивного сопротивления сети.

Цели лекции:

- изучение устройства продольной компенсации (УПК) в распределительных электрических сетях.

Напряжение у потребителей зависит от величины потери напряжения в сети, которое в свою очередь зависит от параметров сети. В питающих сетях, где х >r , потеря напряжения в значительной степени определяется реактивным сопротивлением линии, которое мало зависит от сечения. Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Потеря напряжения в сети определяется выражением

.

Чтобы изменить реактивное сопротивление необходимо включить в линию конденсаторы. При этом потеря напряжения в линии

. (12.1)

Последовательное включение конденсаторов в линию называют продольной компенсацией. Установка продольной компенсации (УПК) дает возможность компенсировать индуктивное сопротивление и уменьшить потерю напряжения в линии (рисунок 12.1).

Рисунок 12.1

На рисунке 12.1 б векторная диаграмма токов и напряжений линии с УПК. Вектор падения напряжения на конденсаторе U = jIX (отрезок сс ) сдвинут по фазе на 180 относительно вектора падения напряжения на индуктивном сопротивлении линии U = jIX (отрезок вс). Соответственно этому потеря напряжения в линии определяется отрезком аd (вместо аd в линии без конденсаторов).

Таким образом, последовательно включенные в линию конденсаторы компенсируют часть ее индуктивного сопротивления и тем самым уменьшают реактивную составляющую потери напряжения в линии.

Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, выраженное в процентах, называется степенью компенсаци

. (12.2)

На практике применяют частичную компенсацию (С<100%) реактивного сопротивления линии. Полная или избыточная компенсация (С>100%) в распределительных сетях обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети перенапряжений.

Применение УПК позволяет улучшить режимы напряжений в сетях. Наиболее эффективно применение УПК для снижения отклонений напряжения на перегруженных радиальных линиях.

Лекция 13. Регулирование напряжения изменением потоков реактивной мощности в сети

Содержание лекции:

- векторные диаграммы напряжений и мощностей при использовании источников реактивной мощности в сетях.

Цели лекции:

- ознакомление с регулированием напряжения в сети с использованием источников реактивной мощности.

Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами станций, но и другими источниками реактивной мощности, компенсирующими устройствами КУ, в качестве которых могут использоваться батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы (двигатели).

Мощность КУ для установки в сети определяется специальными технико-экономическими расчетами с учетом баланса реактивной мощности в соответствующем узле электрической системы. Установка КУ позволяет улучшить режим напряжения в сети и у потребителей электроэнергии.

На рисунке 13.1а представлена упрощенная схема электрической сети, состоящей из линии с сопротивлениями R и X. В конце линии параллельно нагрузке включена неуправляемая батарея конденсаторов БК, генерирующая реактивную мощность jQ . При включении БК по линии передается меньшая реактивная мощность, равная Q -Q , что приводит к снижению потери напряжения и изменению режима напряжений в данной сети.

Потеря напряжения в линии при установке БК определяется

. (13.1)

Рисунок 13.1

На рисунках 13.1б,в приведены векторные диаграммы напряжений и мощностей соответственно для режимов максимальных и минимальных нагрузок.

Из диаграммы видно, что в режимах максимальных нагрузок при наличии БК уменьшается величина падения напряжения в сети (равная геометрической разности отрезков ос и оа при отсутствии БК и отрезков ос и оа при наличии БК). Таким образом, при некотором заданном напряжении U в начале линии при наличии БК улучшается режим напряжений в конце линии.

В режимах малых нагрузок резко уменьшаются размеры треугольника падений напряжения аbс, соответствующего мощности нагрузки. В то же время размеры треугольника падения напряжения cde, соответствующего мощности БК, остаются практически неизменными. В этих режимах напряжение в конце линии может превышать напряжение U , что иногда может оказаться нежелательным или недопустимым.

Отсюда следует, что возможно и целесообразно автоматически изменять мощность БК в целях регулирования напряжения в сети.

Аналогичное изменение режима напряжений в сети имеет место в случае использования в качестве компенсирующего устройства синхронных компенсаторов (двигателей). В режиме перевозбуждения СК генерирует реактивную мощность jQ , а в режиме перевозбуждения потребляет jQ . Это свойство синхронных компенсаторов может быть использовано как для повышения, так и для снижения напряжения на шинах нагрузки при неизменной величине напряжения в начале линии.

Влияние СК на режим напряжений в сети показано на рисунке 17.1в,г. При этом условно принято, что мощность КУ в режиме максимальных нагрузок равна мощности БК, т.е. jQ = jQ . В режиме малых нагрузок СК потребляет реактивную мощность jQ (рисунок 13.1г).

Список литературы

1.Блок В.М. Электрические сети и системы.- М.: Высшая школа, 1986.

2.Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.

3.Электрические системы: Электрические сети./ Под.ред. В.А. Веникова.—М.: Высшая школа, 1997.

4.Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. Под.ред. В.А. Строева.– М.: Высш. шк.,1999 .

5. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов. – СПб: Издательство Сизова М.П., 2001.

6. Герасименко А.А. Передача и распределение электроэнергии: Учеб. пособие. – Ростов-на Дону: Феникс, 2006.

Содержание

Введение

Лекция 1. Расчеты режимов разомкнутых электрических сетей

Лекция 2. Расчеты режимов кольцевых сетей

Лекция 3. Расчет сложно-замкнутых сетей методом преобразования сети

Лекция 4.Баланс активных мощностей и его связь с регулированием частоты

Лекция 5. Регулирование частоты в электрических системах

Лекция 6. Регулирование частоты в послеаварийных режимах

Лекция 7. Баланс реактивных мощностей и его связь с регулированn:justify'>напряжения

Лекция 8. Источники реактивной мощности в электрических сетях