Татаров Е.И. Электроэнергетические системы и сети

Подождите немного. Документ загружается.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

Вторичное регулирование может осуществляться в нескольких вариантах.

Попытка восстановить частоту с помощью ведущей станции ЭЭС2 при-

ведёт к дальнейшему увеличению мощности перетока до величины:

(

)

(

)

(

)

РР

∆

−

∆

ЭЭС1

пер

где

∑

∆

Р - величина наброса мощности;

(

)

1ЭЭС

Р∆ - увеличение мощности генераторов ЭЭС 1 при первичном регулиро-

вании.

Мощность

(

)

пер

Р может превосходить предельно допустимое значение

по условиям устойчивости. В этом случае произойдёт аварийное отключение

ЛЭП связи и системы перейдут на раздельную работу. При этом в ЭЭС1 может

иметь место тяжелейшая системная авария, если там отсутствует достаточный

резерв мощности.

В рассматриваемом примере аварийная ситуация исключается в случае

вторичного регулирования с помощью ведущей станции ЭЭС1.

Именно такой подход и должен реализовываться на практике. Если же

мощности ведущей станции ЭЭС, где произошёл наброс мощности, не хватает

(или этот режим не экономичен) привлекают ведущие станции других систем,

контролируя при этом перетоки мощности.

Опасные последствия значительных снижений частоты, в частности на-

рушение нормальной работы оборудования электростанций, заставляет в слу-

чаях глубоких дефицитов мощности и снижения частоты применять аварийную

разгрузку системы по частоте.

Целью такой разгрузки является восстановление баланса активных мощ-

ностей путём уменьшения мощности, потребляемой нагрузкой. Аварийная раз-

грузка по частоте (АЧР) заключается в отключении части потребителей при

уменьшении частоты в системе ниже определённой границы на определённое

время и осуществляется средствами системной автоматики.

Для снижения ущерба у потребителей от вынужденного отключения,

действие системы АЧР реализуется по очередям, число которых, границы по

частоте и длительности снижения частоты, выбираются в зависимости от кон-

кретных условий работы системы. До потребителя доводятся в качестве одного

из пунктов договора на пользование электроэнергией сведения о числе и пара-

метрах очередей, участие в которых для него обязательно.

В некоторых случаях АЧР выполняется с устройством АПВ потребителей

после восстановления частоты.

!!! Рассмотреть зоны изменения графика электропотребления при

различных видах управления, в т. ч. АЧР.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

Уровень максимального электропотребления

Уровень сезонных и технологических

колебаний электропотребления

Уровень потребителей – регуляторов

мощности

Уровень сохранения планируемого

выпуска продукции

Зона

сохранения

планируе-

мого

выпуска

Зона

работы с

понижен-

ной

производ-ю

Зона

постепенно-

го прекра-

щения

выпуска

продукции

Зона выпуска продукции

Уровень брони функционирования

Уровень поддержания

технологических параметров

(циркуляция)

Уровень технологической брони

Уровень аварийной брони

Зона возможного регулирования

Зона недопустимого регулирования

Зона вынужденного (

ава-

рийного) регулирования

Зона

обязательного

регулиро-

вания

Зона оптимизационных расчетов

(0 – 60%)

Зона полного

погашения

100 %

80-85

70-90

30-80

10-35

15-70

5-20

Обобщенная модель электропотребления промышленного предприятия

с непрерывным технологическим процессом

ПОНЯТИЕ ОБ ОПТИМАЛЬНОМ РАСПРЕДЕЛЕНИИ

АКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ

В условиях, когда суммарная мощность установленных генераторов пре-

вышает нагрузку энергосистемы, всегда актуален вопрос о распределении ак-

тивной нагрузки между отдельными генераторами и электростанциями. Режим

энергосистемы, обеспечивающий наименьшие замыкающие затраты, называют

оптимальным. При определении оптимального режима надо учитывать техни-

ко-экономические показатели оборудования электростанций, стоимость топли-

ва и потери мощности в электрической сети.

В качестве критерия оптимального распределения активных мощностей

между ТЭС в первом приближении, без учета потерь мощности в сети, в РФ

принимают минимум суммарного расхода топлива в энергосистеме min

→

при соблюдении баланса мощности:

PPPP

∆

ΣΣΣΣ

нагрпотрг

Основой решения поставленной задачи являются рассмотренные ранее

расходные характеристики, определяющие зависимость расхода топлива от

мощности.

Рассмотрим две электростанции с различными расходными характери-

стиками )(

PfB

. Для простоты будем считать эти характеристики непре-

рывными.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

2,5

1,5

4,5

3,5

3,25

3,5

№

№2

Расходные характеристики электростанций №1 и

№2 типа ТЭС.

Предварительный анализ расходных характеристик показывает, что при

одинаковой мощности станция №1 расходует меньше топлива, чем станция №2,

однако расходная характеристика станции №1 более крутая, т.е. эта станция

увеличивает расход топлива на единицу роста нагрузки больше, чем станция 2.

Рассмотрим два условных режима генерирующей подсистемы ЭЭС.

Режим 1.

Мощность станции 1 составляет

)1(

P =2,5 о.е., мощность станции 2:

)1(

P =3,5 о.е. Суммарной генерируемой мощности режима:

(1)

Σ P =2,5+3,5=6,0 о.е.

соответствует суммарный расход топлива:

)1(

(1)

Σ BBB += = 2 + 3,25 = 5,25 о.е.

Рассмотрим второй возможный режим электрогенерации – когда при со-

хранении суммарной генерируемой мощности произойдет разгрузка электро-

станции №1 с 2,5 до 1,5 о.е. Разгрузке станции №1 соответствует набор мощно-

сти на станции №2. Во втором режиме имеет место следующий суммарный

расход топлива:

)2(

(2)

Σ BBB += = 1,5 + 3,5 = 5,0 о.е.

Таким образом, оказалось, что второй вариант распределения генерации

активных мощностей между ТЭС более экономичен.

Отсюда следует: отношение PB

∆

является важным технико-

экономическим показателем электростанции.

Предел этого отношения:

ε==

∆

→∆

lim

называется относительным приростом расхода топлива.

Станция, у которой меньше значение

, меньше увеличивает расход топ-

лива

∆

при росте нагрузки, следовательно, надо сначала загружать эту стан-

цию.

Условие оптимальности распределения нагрузки между ТЭС можно по-

лучить, записав функцию Лагранжа для задачи оптимального распределения

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

активной нагрузки без учета потерь мощности в сети. Очевидно, этому соответ-

ствует равенство относительных приростов расхода топлива на ТЭС:

const

Распределение нагрузки между электростанциями различного типа про-

изводят, учитывая особенности их технологического режима. Общий вид по-

крытия графика нагрузки Вам уже известен:

ГЭС

ТЭЦ и АЭС

КЭС

ГЭС

ГАЭС

без водохранилищ или

санитарный сброс воды

из водохранилищ

Электростанции, работающие в пиковой части графика нагрузки, регули-

руют активную мощность, т.е. загружаются позже других и разгружаются

раньше. Это маневренные станции, регулирующие частоту и обменные потоки

мощности с другими энергосистемами. Они должны иметь достаточный регу-

лировочный диапазон и надежное оборудование с хорошо работающей систе-

мой вторичного регулирования частоты.

БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

При выработке и потреблении электроэнергии на переменном токе поми-

мо баланса активной мощности, должен выполняться и баланс мгновенных ре-

активных мощностей, который может быть записан в виде уравнения:

пг

где

- суммарная генерируемая реактивная мощность;

- суммарное потребление реактивной мощности;

В отличие от баланса активной мощности, приходная часть баланса реак-

тивной мощности образуется не только за счет генерации на электростанциях:

QQQQ

ИРМ

ЛЭП220

эл.ст

↑

где

эл.ст.

- генерация синхронными генераторами электростанций, около 60%

потребного;

↑

ЛЭП220

- зарядные мощности ЛЭП 220 кВ и выше, около 20% потребного;

ИРМ

- остальные ИРМ, примерно 20% .

Расходная часть баланса реактивной мощности может быть представлена

выражением:

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

QQQ

Σ∆

сн

где

сн

- собственные нужды электростанций;

- суммарная реактивная мощность потребителей:

Основными потребителями реактивной мощности являются: трансформа-

торы; ВЛ; АД; вентильные преобразователи; индукционные, дуговые и рудно-

термические печи; сварочные агрегаты и т.д.

На промышленных предприятиях основными потребителями реактивной

мощности являются: АД (≈ 65-70%); трансформаторы (≈ 20-25%); остальные

электроприемники ≈ 10%;

Σ∆

- суммарные потери реактивной мощности, достигающие 50% реактивной

мощности, поступающей в сеть. При этом ≈ 70-75% потерь приходится на долю

трансформаторов всех ступеней напряжения.

Баланс реактивной мощности жестко определяет общий уровень напря-

жения в узлах схемы электроснабжения. Избыток генерируемой реактивной

мощности приводит к росту напряжений, дефицит - к понижению.

Возможность использования ИРМ для генерации реактивной мощности

существенно облегчает ведение режима в энергосистемах, дефицитных по ак-

тивной мощности.

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Оптимальный выбор мощности и мест подключения источников реактив-

ной мощности (ИРМ) в сетях ЭЭС оказывает существенное влияние на эконо-

мические и технические показатели эффективности работы ЭЭС. При решении

этой задачи выделяются два основных аспекта:

1. Использование любого ИРМ - конденсаторной батареи поперечного

включения (БК), установки продольной компенсации (УПК), синхронного ком-

пенсатора (СК) или статического источника реактивной мощности оказывает

влияние на режимы работы всех элементов сети, что определяет необходимость

их совместного учета.

2. Существует естественное ведомственное разделение сети, как на

уровне эксплуатационных организаций, так и на уровне проектирования.

В связи с этим основным направлением решения проблемы компенсации

реактивной мощности (КРМ) в последние десятилетия стал поиск методик

эквивалентного представления участков сети, находящихся вне ведомственной

подчиненности организации-проектировщика, что позволяет строить

эквивалентные модели сетей по ограниченной информации, которая может

быть легко получена.

Действовавшая до последнего времени система нормативно-технической

документации включала в себя следующие нормативные документы:

1. Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию

(зарегистрирована в Минюсте РФ 28.12.93, рег. №445).Раздел 3. Скидки

(надбавки) к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию

реактивной энергии.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

2. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую

энергию за потребление и генерацию реактивной энергии (инструктивное

письмо Главгосэнергонадзора РФ от 08.02.94 №42-6/2В). Раздел 2. Методы

расчета экономических значений реактивной мощности и энергии - заменил

действовавшую с 1990г "Инструкцию по системному расчету компенсации

реактивной мощности в электрических сетях" и является ее прямым

наследником.

3. Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в

электрических сетях промышленных предприятий. 1986г.

Рассмотрение последней методики выходит за рамки данного курса и

относится к области вопросов, изучаемых в курсе "Электроснабжение

промышленных предприятий".

По поводу двух первых документов сегодня можно сказать следующее:

…….

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИРМ ПОПЕРЕЧНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ

Основным типом устройств компенсации реактивной мощности являются

батареи статических конденсаторов поперечного включения. Эффект их

применения определяется разгрузкой сети на участке генератор - ИРМ.

Изобразим рабочие режимы простейшей радиальной сети на расчетных

схемах до и после установки БК1 и БК2:

+jQ

∆

бк1

∆

бк2

)+j(Q

-Q

бк1

-Q

бк2

)

+jQ

∆

бк2

)

+j(Q

-Q

бк2

)

+jQ

бк

∆

бк

БК1

БК2

Для современных конденсаторов с негорючим заполнением значение:

45%,0;...;20

бк

∆

т.е. от

Вт/1 квар.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

БАТАРЕИ СТАТИЧЕСКИХ КОНДЕНСАТОРОВ

Основой электрических установок “батареи статических конденсаторов”

являются конденсаторные банки.

Конденсаторные банки различают:

1.По номинальному напряжению:

0,38; 1,05; 6,3; 10,5 кВ.

2.По мощности, квар: 10, 25, 50, 75 квар.

3.По типоразмеру (или габариту); всего IV:

Высота банок:

I – габарит ~ 450 ;

II - габарит ~ 850 мм.

Сечение банок 120х380 мм (или 430 - вместе с ручками).

4.По диэлектрику:

- с трансформаторным маслом; (КМ);

- с синтетическим диэлектриком; (КС).

5.По области применения:

-для батарей поперечной компенсации (типа КМ, КС);

-для батарей продольной компенсации (типа КСП).

6.По числу фаз в одной банке:

- однофазные (выше 1000 В);

- трехфазные (до 1000 В).

7.По наличию встроенных предохранителей и разрядных сопротивлений.

Каждая конденсаторная банка имеет заводской паспорт на металлической

бирке, на которой указываются:

- завод и дата изготовления;

- тип;

- заводской номер;

- номинальное напряжение, кВ;

- номинальная частота, Гц;

- номинальная ёмкость, мкФ;

- номинальная мощность, квар;

-наличие встроенных устройств.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

Основные схемы включения поперечных БСК:

TV1

TV2

TV1

TV2

Рисунок 1 - Соединение БСК в треуголь-

ник.

Рисунок 2 - Соединение БСК в звезду.

При одинаковой ёмкости БСК, включённых в сеть одного напряжения,

мощность, вырабатываемая установками, составит:

Рисунок 1. Рисунок 2.

СUQ ω=

(1)

9 СUQ ω=

(2)

Отсюда очевидные преимущества включения БСК по схеме рисунок 1.

Показанные на схемах трансформаторы напряжения TV1, TV2 использу-

ются как внешние разрядные устройства для БСК выше 1000 В.

В установках до 1000 В роль внешних разрядных устройств играют лам-

пы накаливания.

При необходимости собрать БСК выше 1000 В на большую мощность,

целесообразно разбивать электроустановку на секции.

Рисунок

Однолинейная схема БСК.

Если возникает необходимость подключения поперечной БСК к сети, на

номинальное напряжение которой конденсаторные банки не выпускаются, ис-

пользуется принцип последовательно-параллельного соединения банок в фазах

батареи. На рисунке 4 покажем схему соединения банок в одной фазе:

2 секция

1 секция

3 секция

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

Рисунок

4 -

Схема соединения банок в одной фазе.

Объём измерений и допустимые отклонения параметров режима.

На присоединениях БСК обязательна установка счётчика квар·часов и

трёх амперметров - в каждой фазе по одному. Использование переключателей

невозможно по технике безопасности при эксплуатации вторичных цепей ТА.

Часто устанавливается мегаварметр.

ПЭЭП допускают увеличение напряжения не выше 10% над номиналь-

ным:

ном

11 U,U

≤

Это означает:

-для установок 380 В:

400

≤

В;

-для установок 6 кВ:

≤

кВ.

Ток электроустановки может превышать номинальный не более, чем на

30%:

ном

31 I,I

≤

Причинами повышения тока могут быть:

-увеличение напряжения;

-высшие гармоники тока и напряжения;

-резонансные явления.

Ограничивается величина перекоса нагрузок по фазам батареи: не более

10% от среднего.

Пример 1:

Показания амперметров 50 / 50 / 40 А.

646

ср

А.

Допустимый диапазон изменения фазных токов: 42,0, …, 51,3 А. Режим

недопустим, БСК должна быть отключена для выравнивания нагрузки.

Пример 2:

Показания амперметров: 35 / 38 / 42 А. 338

ср

А. Допустимый диапа-

зон изменения фазных токов: 34,5, …, 42,16А - режим допустим.

D:\Мои документы\Борис\Часть 0 А4.doc

100

Основные недостатки поперечных БСК:

1.Пожароопасность или опасность отравления.

2.В силу зависимости мощности от напряжения:

CUQ ω=

- негативное влияние на режим в послеаварийных режимах ЭЭС при де-

фиците реактивной мощности в сети (отрицательный регулировочный эффект).

Установки продольной компенсации (УПК) могут быть использованы для

решения следующих задач:

1.Для снижения реактивного сопротивления линий электропередач. При

этом:

( )

с. ном.

норм

упкнормупк

205

3 U%

IU K≈

=Χ=∆

2.Для выравнивания нагрузок по фазам, повышения производительности

и эффективности дуговых и руднотермических печей при включении УПК че-

рез специальные трансформаторы в короткие сети печей (Данцисс Я. Б.).

3.Для улучшения режимов электроустановок с резкопеременной нагруз-

кой.

При этом основной проблемой остаётся защита конденсаторов от перена-

пряжений при сверхтоках сквозных К.З.

Использование БСК предполагает дополнительные требования к строи-

тельной части электроустановок:

-маслосборники;

-вытяжная вентиляция (искусственная и естественная);

-контроль температуры;

-целесообразна установка сплошных ограждений.

Техника безопасности – действуют все правила проведения переключе-

ний в электроустановках. Существует полный запрет на коммутацию разъеди-

нителями рабочих токов.

Дополнительное требование – использование разрядной штанги перед

наложением переносных заземлений непосредственно на конденсаторы после

вывода в ремонт присоединения.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ

УПРАВЛЕНИЯ ОБЪЕМАМИ ПОТРЕБЛЕНИЯ И ГЕНЕРАЦИИ

РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Для каждого потребителя рассчитывают:

а) W

QЭ

- экономическое значение реактивной энергии, потребляемой за

месяц;

б) Qэ - экономические значения 30-минутной реактивной мощности, по-

требляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы (только для потре-

бителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу);