Регулирование режимов систем передачи и распределения электроэнергии

 

3.4.1. Регулирование частоты и активной мощности

Характерной особенностью установившегося режима работы ЭЭС является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. В любой момент установившегося режима ЭЭС суммарная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, равна суммарной потребляемой мощности в этот же момент времени. Такое соотношение вырабатываемой и потребляемой мощностей называется балансом мощности.

Уравнение баланса активной мощности для ЭЭС имеет вид:

(82)

где – суммарная генерируемая активная мощность; – суммарная потребляемая мощность; – суммарная активная мощность нагрузки потребителей в ЭЭС; – суммарная мощность собственных нужд электростанций (зависит от типа станции и составляет от 1 до 14% от ); – суммарные потери активной мощности (составляют 5…15% от ).

Как было рассмотрено в разделе 2.4.3 в установившемся режиме мощности нагрузки представляются их статическими характеристиками по частоте и напряжению (см. рис. 34 и рис. 35). Суммарные мощности потребления – активная и реактивная – зависят от частоты и напряжения аналогичным образом. Следовательно, баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения.

При выполнении равенства (82) частота в ЭЭС неизменна и определяется частотой вращения турбин генераторов. Изменение генерируемой или потребляемой мощности приводит к изменению частоты в ЭЭС.

Уменьшение генерируемой мощности равнозначно уменьшению впуска энергоносителя (пара, воды) в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут тормозиться, приводя к уменьшению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки (см. рис. 35) снижение частоты в ЭЭС вызовет уменьшение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с меньшим значением частоты, чем в предшествующем режиме. Уменьшение частоты возникает и при нарушении баланса из-за увеличения потребляемой мощности.

Увеличение генерируемой мощности равнозначно дополнительному впуску энергоносителя в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут разгоняться, приводя к увеличению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки повышение частоты в ЭЭС вызовет увеличение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с большим значением частоты, чем в предшествующем режиме. Аналогично частота возрастет и при нарушении баланса из -за уменьшения потребляемой мощности.

Причины нарушения баланса активной мощности, и, соответственно, изменения частоты в ЭЭС могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линий или трансформаторов связи между отдельными частями ЭЭС, резкое увеличение мощности потребителей и проч.

Отклонение частоты от ее номинального значения 50 Гц как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109–97, который устанавливает нормально допустимые (± 0,2 Гц) и предельно допустимые (± 0,4 Гц) отклонения частоты. Достаточно жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность.

Повышение частоты, обусловленное избытком генерируемой мощности в ЭЭС, устраняется, как правило, уменьшением впуска энергоносителя в турбины или отключением части генераторов в ЭЭС.

Более сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в ЭЭС. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности. При дальнейшем снижении частоты в ЭЭС и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Эта системная автоматика выполняется с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците генерируемой мощности, включая и аварийные режимы, снижение частоты ниже уровня 45 Гц было бы исключено полностью. Время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). АЧР предусматривает дискретное отключение потребителей по мере снижения частоты в ЭЭС. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на подстанциях электрической сети. Реле частоты, входящее в комплект АЧР, дает сигнал на отключение части линий, питающих потребителей, при снижении частоты в ЭЭС до величины установки этого реле. Очередность отключения потребителей выбирается по условию минимального ущерба от перерыва электроснабжения.

Рассмотрим эквивалентную схему ЭЭС (рис. 50). Эквивалентный генератор вырабатывает суммарную полную мощность энергосистемы , которая передается на приемные шины питания всех нагрузок ЭЭС посредством сетей передачи и распределения электроэнергии, включая мощности собственных нужд электростанций.

Рис. 50

Будем считать, что эквивалентный генератор питает некоторую эквивалентную нагрузку, расположенную в непосредственной близости от генератора, т.е. потерями мощности в эквивалентной схеме можно пренебречь. Тогда:

,

и (82) принимает вид:

Обозначим вырабатываемую суммарную активную мощность ЭЭС, т.е. мощность эквивалентного генератора в схеме на рис. 50 как , а суммарную активную мощность эквивалентной нагрузки как . Рассмотрим процесс регулирования частоты, представив, что в эквивалентной схеме агрегат, включающий в себя турбину и генератор, работает на эквивалентную нагрузку.

Статические характеристики эквивалентной схемы (в относительных единицах) для случая нерегулируемой турбины показаны на рис. 51– а. У такой турбины впуск энергоносителя постоянный, и, следовательно мощность турбины неизменна: Р_т = Р_т.ном = const. Статическая характеристика такой турбины представляет собой горизонтальную прямую (см.
рис. 51– а). Пусть в начальном состоянии в системе имеет место номинальный режим, при котором и частота w = w _ном (точка 1 на
рис. 51– а). При увеличении мощности нагрузки до значения, соответствующего точке 2 на рис. 51– а, статическая характеристика нагрузки смещается (происходит переход с одной статической характеристики нагрузки на другую). Равенство генерируемой и потребляемой мощности в системе нарушается. Но небаланса мощностей в ЭЭС быть не может, поэтому, при постоянной мощности турбины, баланс может быть восстановлен только снижением мощности нагрузки и уменьшением частоты вращения генератора. Т.о., в системе установится режим, в котором при новом, уменьшенном значении относительной частоты w _отн = w/w _ном = w _i < 1, т.е. режим с рабочей точкой в точке 3 на рис. 51– а.

Рис. 51

а)

б)

Рассмотрим случай с оптимальным регулятором скорости вращения турбины, изменяющим впуск энергоносителя в турбину в зависимости от нагрузки и обеспечивающим номинальное значение частоты в установившемся режиме. Характеристика турбины с оптимальным регулятором представляет собой строго вертикальную прямую (рис. 51– б). В этом случае при увеличении нагрузки при увеличении мощности нагрузки регулятор увеличивает впуск энергоносителя в турбину, увеличивая тем самым скорость вращения турбины, и, соответственно, ее мощность до значения, соответствующего возросшей нагрузки, т.е. до нового относительного значения P_т.отн = Р_т / Р_т.ном = Р_i > 1. Рабочая точка системы при этом в установившемся режиме перемещается в точку 2 (см. рис. 51– б), для которой
w = w _ном.

Обеспечить строгую вертикальность статической характеристики турбины с регулятором практически невозможно. Реальная характеристика турбины с регулятором скорости вращения представляет собой наклонную прямую (рис. 52). Часто употребляемой мерой реальной характеристики регулирования является коэффициент крутизны k_г, равный тангенсу угла наклона характеристики к оси абсцисс, и составляющий величину 25…50 для гидрогенераторов и 15…20 для турбогенераторов. Заметим, что для характеристики оптимального регулирования (см. рис. 51– б) эта величина составляет k_г = ¥. Аналогично коэффициенту крутизны k_г характеристики регулирования вводится понятие коэффициента крутизны статической характеристики нагрузки ЭЭС, обозначаемый k_н. Фактически этот коэффициент показывает наклон касательной к характеристике нагрузки, проведенной в рабочей точке, и является регулирующим эффектом активной нагрузки по частоте.

Рис. 52

В случае, показанном на рис. 52, при увеличении мощности нагрузки регулятор увеличивает впуск энергоносителя в турбину, увеличивая тем самым скорость ее вращения. В результате мощность турбины возрастает до некоторого относительного значения Р_i > 1, и в системе устанавливается режим, в котором при новом, несколько уменьшенном значении относительной частоты w _отн = w/w _ном = w _i < 1, т.е. режим с рабочей точкой в точке 3 на рис. 52.

Процесс автоматического регулирования, показанный на рис. 52, называют первичным регулированием частоты. В результате его осуществления баланс мощности восстанавливается при частоте, несколько меньшей, чем номинальная. Эффективность такого регулирования тем больше, чем ближе реальная статическая характеристика турбины с регулятором к оптимальной (вертикальной). Однако, при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает ее отклонение от номинального значения, но не позволяет восстановить номинальное значение после появления небаланса мощности.

Изменение частоты, вызванное дополнительной нагрузкой D Р при выполнении первичного регулирования в реальной ЭЭС определяется через фактическую нагрузку Р_н по формуле:

.

Заметим, что фактическая нагрузка выбирается всегда меньше номинальной (100%) мощности генераторов из-за необходимости иметь резерв мощности для регулирования частоты, т.е. в номинальном режиме генераторы ЭЭС имеют загрузку меньше 100%.

Задачу окончательной корректировки значения частоты решает вторичное регулирование. Для рассматриваемой эквивалентной схемы ЭЭС (см. рис. 50) после первичного регулирования (см. рис. 52) вторичное может быть осуществлено за счет смещения статической характеристики турбины с регулятором параллельно самой себе как показано на рис. 53. Как видно, в результате вторичного регулирования, мощность турбины возрастает до нового относительного значения Р ' _i > Р_i >1, и в системе устанавливается режим, в котором при номинальном значении частоты. При этом относительная частота w _отн = w/w _ном = 1, т.е. в ЭЭС устанавливается режим с рабочей точкой в точке 3' (см. рис. 53).

Рис. 53

Вторичное регулирование возможно за счет изменения мощности турбины, которое осуществляется дополнительным воздействием на нее автоматического регулятора частоты по результатам контроля действительного значения частоты, установившегося в сети после первичного регулирования. Общая схема регулирования частоты в эквивалентной схеме ЭЭС с паровой турбиной показана на рис. 54.

Рис. 54

В реальных ЭЭС вторичное регулирование осуществляется за счет электростанций вторичного регулирования, которые должны быть достаточно мощными для поддержания необходимого диапазона регулирования и обладать достаточно высоким быстродействием. Этим требованиям в бóльшей степени удовлетворяют гидроагрегаты, поэтому именно гидроэлектростанции обычно участвуют во вторичном регулировании частоты.

Первичное регулирование осуществляется автоматически, вторичное – как автоматически, так и дежурным персоналом станции.

Рассмотренные принципы регулирования справедливы и в случае уменьшения эквивалентной нагрузки в ЭЭС – в этом случае направление регулирования будет обратным, т.е. будет осуществляться за счет уменьшения мощности, вырабатываемой турбиной [2, 9, 25].

 

3.4.2. Регулирование напряжения и реактивной мощности

Как уже отмечалось, характерной особенностью установившегося режима работы ЭЭС является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. Следовательно, в установившемся режиме работы ЭЭС в каждый момент времени соблюдается баланс как активной, так и реактивной мощностей.

По аналогии с (82) уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

(83)

где – суммарная реактивная мощность, генерируемая в ЭЭС; – суммарная потребляемая реактивная мощность; – суммарная реактивная мощность нагрузки потребителей в ЭЭС; – суммарная реактивная мощность собственных нужд электростанций; – суммарные потери реактивной мощности.

Суммарная реактивная мощность нагрузки потребителей определяется на основании данных о расчетных активных нагрузках потребителей и коэффициентах мощности этих потребителей.

Потери реактивной мощности в трансформаторах зависят от их загрузки и достигают при одной трансформации 8...10% от полной передаваемой мощности. Потери реактивной мощности в линиях зависят от их протяженности и загрузки и могут достигать 10% от передаваемой по линиям полной мощности.

Реактивная составляющая нагрузки собственных нужд электростанций определяется по активной мощности собственных нужд с учетом cosj ≅ 0,7.

Главное отличие баланса реактивной мощности (83) по сравнению с балансом активной мощности состоит в том, что генерация реактивной мощности осуществляется не только генераторами электростанций, но и высоковольтными воздушными и кабельными ЛЭП (за счет их емкостной проводимости), а также специально устанавливаемыми в ЭЭС источниками реактивной мощности, называемыми компенсирующими устройствами (КУ). С учетом этого, уравнение баланса реактивной мощности можно записать более подробно:

(84)

где – суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций (составляет около 60% от ); – суммарная реактивная мощность, генерируемая ЛЭП; – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств ЭЭС.

Баланс реактивной мощности рассчитывается, как правило, для режима наибольшей нагрузки. После оценки значений всех составляющих баланса реактивной мощности (84) рассчитывается требуемая мощность компенсирующих устройств, которую необходимо разместить в ЭЭС.

Понимание процессов, возникающих при нарушении баланса реактивной мощности, дает статическая характеристика комплексной реактивной нагрузки по напряжению (см. график Q / Q_ном на рис. 34). Видно, что при изменении напряжения в узле меняется реактивная мощность, потребляемая в этом узле. При уменьшении напряжения приблизительно до минимального значения (на рис. 34 минимум соответствует приблизительно 0,77× U_ном) реактивная мощность уменьшается вследствие уменьшения намагничивающей мощности асинхронных двигателей и трансформаторов. При дальнейшем снижении напряжения асинхронные двигатели, составляющие 60…70 % комплексной нагрузки, начнут затормаживаться вследствие уменьшения их вращающегося момента. Потребление реактивной мощности этими двигателями увеличивается. В результате увеличения потребления реактивной мощности увеличиваются потери напряжения в сети, что приводит к дальнейшему уменьшению напряжения на нагрузке. Процесс уменьшения напряжения приобретает лавинообразный характер и носит название лавины напряжения. При такой ситуации асинхронные двигатели останавливаются (опрокидываются). Для предотвращения лавины напряжения применяется форсировка возбуждения синхронных генераторов, синхронных компенсаторов и синхронных двигателей, а также отключение части нагрузки.

Поскольку существует зависимость потребляемой реактивной мощности от напряжения, очевидно, что существует и обратная зависимость между этими величинами. Изменение поступающей в узел нагрузки реактивной мощности вызовет изменение напряжения в этом узле. Следовательно, требуемый уровень напряжения в отдельных узлах электрической сети может быть обеспечен лишь при определенном распределении реактивных мощностей. Всякое отклонение от этого распределения реактивных мощностей вызовет отклонения напряжения в узлах сети от требуемого уровня.

При дефиците реактивной мощности в каком-то узле напряжение в этом узле уменьшается, а при избытке реактивной мощности – увеличивается. В отличие от активной мощности, вырабатываемой на электростанциях, реактивную мощность несложно генерировать в любом узле электрической сети с помощью установки в этом узле источника реактивной мощности.

Полное или частичное покрытие потребности узла нагрузки в реактивной мощности путем установки в этом узле источников реактивной мощности называется компенсацией реактивной мощности. Источники реактивной мощности называются компенсирующими устройствами (КУ). В качестве КУ используются батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели и статические источники реактивной мощности.

Подробно методы регулирования напряжения в сетях передачи и распределения электроэнергии рассматриваются при изучении дисциплины «Качество электроэнергии». Прикладные аспекты регулирования напряжения – см. Лабораторную работу №1 аппаратного практикума и Работы №5, 6 виртуального практикума (часть 2).