Единое окно доступа к образовательным ресурсам

Передача и распределение электроэнергии: Учебное пособие

Голосов: 21

Учебное пособие соответствует требованиям государственных образовательных стандартов высшего профессионального образования по направлению подготовки дипломированных специалистов 650900 - электроэнергетика (специальность 100400 - электроснабжение) и направлению подготовки бакалавров 551700. Содержание учебного пособия включает в себя основные сведения о параметрах, схемах, алгоритмах расчета установившихся режимов, регулировании напряжения и проектировании систем передачи и распределения электрической энергии.

Приведенный ниже текст получен путем автоматического извлечения из оригинального PDF-документа и предназначен для предварительного просмотра.
Изображения (картинки, формулы, графики) отсутствуют.
       Рис. 6.4. Обобщенная статическая характеристика реактивной мощности
                   комплексной нагрузки по напряжению

     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.
      6.6. Средства компенсации реактивной мощности
    В отличие от активной мощности, вырабатываемой на
электростанциях, реактивную мощность можно 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 еще компенсирующими
устройствами (КУ).
    В качестве КУ используются батареи конденсаторов, синхронные
компенсаторы, синхронные двигатели и статические источники
реактивной мощности.
    Потребители реактивной мощности имеют, как правило,
индуктивный характер нагрузки. Рассмотрим с позиций теоретической
электротехники совместную работу конденсаторов и потребителей с
индуктивным характером нагрузки, подключенных параллельно к одной
точке электрической сети. Работа потребителей индуктивного характера
                                 81


основана на создании магнитного поля, энергия которого в первую
четверть периода берется от источника, во вторую четверть – отдается
обратно источнику, в третью четверть энергия для создания магнитного
поля вновь берется от источника, а в четвертую – вновь отдается
источнику и т.д.
    Конденсаторы имеют емкостной характер нагрузки. Работа такой
нагрузки основана на создании электрического поля, энергия которого во
вторую четверть периода берется от источника, в третью четверть –
отдается источнику, в четвертую – вновь берется от источника, в первую
четверть следующего периода – вновь отдается источнику и т.д. Таким
образом, в течение каждой четверти периода индуктивная и емкостная
нагрузки обмениваются энергией. Так, для создания магнитного поля в
индуктивной нагрузке используется энергия электрического поля
емкостной нагрузки, и наоборот. Следовательно, конденсаторы являются
источником энергии для индуктивной нагрузки.
    Конденсаторные батареи выпускаются в виде комплектных
устройств, состоящих из параллельно и последовательно включенных
конденсаторов,     коммутационной      и     защитной      аппаратуры.
Конденсаторные батареи устанавливаются в узлах электрической сети
напряжением до 220 кВ. Мощность конденсаторной батареи зависит от
количества параллельно-последовательно включенных конденсаторов в
одной фазе, напряжения сети в точке подключения батареи и схемы
включения фаз.
    При включении фаз Cф конденсаторной батареи треугольником
генерируемая одной фазой реактивная мощность в соответствии с рис. 6.5
составляет

                           Qкб=UI,                              (6.16)

где U, I – линейные напряжение и ток.
     При включении фаз Сф конденсаторной батареи            в   звезду
генерируемая одной фазой реактивная мощность составляет

                       Qкб=UфIф=UI/3,                           (6.17)

где Uф, Iф – фазные напряжение и ток.
     Таким образом, при включении конденсаторной батареи
треугольником генерируемая ею реактивная мощность будет в три раза
больше, чем при включении звездой. Поэтому в большинстве случаев
фазы конденсаторной батареи соединяют в треугольник.




                                82


            Рис. 6.5. Схемы включения конденсаторных батарей

      Синхронный компенсатор (СК) представляет собой синхронный
двигатель, работающий на холостом ходу без активной нагрузки на валу.
В режиме перевозбуждения СК выдает в сеть реактивную мощность, в
режиме недовозбуждения – потребляет реактивную мощность из сети.
Синхронный двигатель (СД) потребляет из сети активную мощность. Как
и СК, СД в зависимости от режима возбуждения выдает или потребляет
реактивную мощность. Схемы замещения СК и СД и векторные
диаграммы в режимах перевозбуждения и недовозбуждения рассмотрены
в п. 2.3.
      В ЭЭС с протяженными воздушными линиями электропередачи
напряжением 330 кВ и выше возможны режимы, в которых возникает
избыток реактивной мощности за счет большой ее генерации воздушными
линиями. В этом случае уровни напряжения в отдельных точках
электрической сети могут превысить предельно допустимые значения.
Для потребления избыточной реактивной мощности могут быть
использованы СК в режиме недовозбуждения или шунтирующие
реакторы, включаемые между каждой фазой линии и землей.
      Шунтирующий реактор – это статическое устройство с индуктивным
сопротивлением ХL, потребляющее реактивную мощность

                          Qр=U2/ХL,                            (6.18)

где ХL – индуктивное сопротивление реактора;
U – линейное напряжение сети в точке подключения реактора.
     Используются как нерегулируемые, так и регулируемые реакторы. В
случае нерегулируемого реактора потребление им реактивной мощности,
согласно выражению (6.18), зависит от квадрата напряжения в узле
подключения реактора. При отключении реактора потребления
реактивной мощности нет.
     В случае регулируемого реактора потребляемая им реактивная
мощность зависит от его реактивного сопротивления ХL, которое
изменяется устройством управления за счет подмагничивания реактора. В


                                83


этом случае реактор должен иметь магнитопровод из ферромагнитного
материала.
     Включение параллельно с регулируемым реактором батареи
конденсаторов с емкостным сопротивлением ХC позволяет получить
статический    регулируемый      источник     реактивной     мощности,
принципиальная схема которого приведена на рис. 6.6. В зависимости от
соотношения сопротивлений ХL и ХС реактивная мощность может как
потребляться из сети (при ХL<ХC), так и генерироваться в сеть (при ХL >
ХC).




   Рис. 6.6. Принципиальная схема статического регулируемого источника
                           реактивной мощности

     Плавность регулирования режима потребления или выдачи
реактивной мощности достигается с помощью регулируемого
тиристорного блока, входящего в устройство управления УУ.
     Сравним различные компенсирующие устройства. Батареи
статических конденсаторов являются самыми дешевыми из всех КУ,
просты в эксплуатации, имеют малые потери активной мощности
(0,0025...0,005 кВт/квар). Однако конденсаторы имеют зависимость
выработки реактивной мощности от величины напряжения U в точке
подключения (см. выражения (6.16) и (6.17)). При снижении напряжения
U генерируемая конденсаторами реактивная мощность уменьшается.
Батареи конденсаторов допускают лишь ступенчатое регулирование
реактивной мощности, чувствительны к перегрузке.
     Синхронные компенсаторы за счет регулирования тока возбуждения
имеют возможность плавного регулирования реактивной мощности,
возможность работы в режиме как выдачи, так и потребления реактивной
мощности и возможность увеличения генерации реактивной мощности
при снижении напряжения в узле подключения компенсатора.
Синхронные компенсаторы, по сравнению с конденсаторами, более
дорогие, более сложные в обслуживании и имеют на порядок большие
удельные потери активной мощности. Поэтому в настоящее время
синхронные компенсаторы в ЭЭС почти не применяются.




                                 84


         6.7. Размещение компенсирующих устройств
     Требуемая в ЭЭС суммарная мощность КУ определяется из
уравнения баланса реактивной мощности (6.14). Эту мощность
необходимо разместить в узлах электрической сети с минимальными
затратами. Рассмотрим простейшую схему существующей сети,
приведенную на рис. 6.7. От источника питания с напряжением U через
сопротивление сети R получает питание нагрузка мощностью S = P + jQ.
На шинах нагрузки установлено КУ мощностью Qк. Оценим влияние КУ
на затраты в сеть.




       Рис. 6.7. Простейшая схема компенсации реактивной мощности

    Выражение для суммарных затрат на передачу мощности к нагрузке
при установке КУ будет иметь вид

             З=Зк+со∆Р=зкQк+со(P2R+(Q–Qк)2R)/U2,                    (6.19)

где Зк – затраты на КУ;
со∆Р – затраты на покрытие потерь активной мощности в сети;
со – стоимость единицы потерянной активной мощности;
зк – удельные затраты на КУ.
      Для определения минимума функции З приравняем к нулю ее
производную от переменной Qк:

                  dЗ/dQк=зк–2(Q–Qк)Rco/U2=0.                        (6.20)

    Из (6.20) определяется экономически целесообразная реактивная
мощность, передача которой от источника к потребителю отвечает
минимуму затрат З

                     Qэ=Q–Qк=зкU2/2Rco,                             (6.21)

    Величина Qэ не зависит от активной мощности Р, а зависит лишь от
соотношения стоимостных показателей зк и со и параметров сети U и R, по
которой передается мощность.
    Вопрос о размещении компенсирующих устройств в электрической
сети реальной ЭЭС представляет собой сложную оптимизационную

                                85


задачу. Сложность заключается в том, что электроэнергетические системы
являются большими системами, состоящими из взаимосвязанных
подсистем. Рассматривать изолированно каждую отдельную подсистему
нельзя, поскольку свойства больших систем определяются характером
взаимосвязей отдельных подсистем.
     При анализе больших систем используется системный подход,
согласно которому анализ большой системы выполняется при разделении
ее на подсистемы, непосредственно не связанные между собой, но
влияющие друг на друга через систему более высокого уровня.
     Применительно к рассматриваемому вопросу электрическая сеть
представляется разными уровнями, как это показано на рис. 6.8. Верхний
уровень – это электрическая сеть напряжением 110 кВ и выше. Эта
сложнозамкнутая электрическая сеть, представляемая полной схемой
замещения, показана на рис. 6.8 условно, как ЭС1. Реактивные мощности,
вырабатываемые генераторами электростанций Qэс, компенсирующими
устройствами Qк, линиями электропередачи Qс, а также реактивные
мощности, протекающие по связям с соседними ЭС2 и ЭС3 (Q12, Q21, Q13,
Q31) обеспечивают в ЭС1 располагаемую реактивную мощность Qр1.
     Второй уровень – это множество n разомкнутых местных
распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже, присоединенных к n
узлам электрической сети верхнего уровня через трансформаторы Т. Эти
местные распределительные сети непосредственно не связаны между
собой, но влияют друг на друга через сеть верхнего уровня. Синхронные
генераторы, компенсаторы и двигатели в каждой такой распределительной
сети представлены одной эквивалентной синхронной машиной G. От
местных электрических сетей через распределительные трансформаторы
Т1 питаются низковольтные потребители P+jQ.
     Компенсирующие устройства могут устанавливаться на шинах
высшего (jQкв) и низшего (jQкс) напряжения трансформаторов Т, а также
на шинах 0,4 кВ распределительных трансформаторов Т1 и в самой сети
0,4 кВ (jQкн). Значения мощностей этих КУ и подлежат определению.
     В общем виде задача оптимизации размещения КУ формулируется
следующим образом: определить реактивные мощности имеющихся в
узлах 6…35 кВ синхронных машин G, мощности КУ в сетях всех
напряжений Qкв, Qкс и Qкн, а также значения реактивных мощностей Qэi
(i=1, 2,…n), передаваемых в сети потребителей, при которых
обеспечивается минимум суммарных затрат.
     Иерархическая структура электрической сети, показанная на рис. 6.8,
позволяет решить поставленную задачу по частям, но с учетом
взаимодействия между подсистемами разного уровня. В таком системном
расчете выделяются два этапа.




                                86


           Рис. 6.8. Схема размещения КУ в электрической сети

    На первом этапе распределительные сети представляются
эквивалентными сопротивлениями, за которыми приложены их
суммарные нагрузки. Эти сопротивления подключены к n узлам
электрической сети верхнего уровня ЭС1. Далее решается задача,
аналогичная рассмотренной в начале параграфа. Располагаемая
реактивная мощность Qр1 системы верхнего уровня распределяется между
n подсистемами более низкого уровня, т.е. определяются реактивные
мощности Qэi (i=1,2, … n), которые целесообразно передавать из системы
верхнего уровня в i-ю распределительную сеть. Критерием такого
распределения является минимум суммарных затрат. Расчет выполняется
для режима наибольшей нагрузки при выполнении баланса реактивной
мощности между системами разного уровня:
                          n
                          ∑     Qэi=Qр.                         (6.22)
                          i=1

    На    втором    этапе     рассчитывается    размещение   КУ    в
распределительных сетях. Расчет выполняется на основе полученных на
первом этапе данных без учета системы верхнего уровня. Мощность КУ в
каждой i-й распределительной сети (i=1, 2,…n) с суммарной реактивной
мощностью Qi составит

                          Qкi=Qi–Qэi,                           (6.23)

    В каждой распределительной сети реактивная мощность Qкi
распределяется между синхронными машинами QGi, компенсирующими
                                  87


устройствами в сети выше 1 кВ Qкci и в сети до 1 кВ Qкнi. При этом для
каждой i-ой распределительной сети необходимо выполнение условия

                       Qкнi+Qксi+QGi=Qкi.                          (6.24)

    Более подробно задача второго этапа рассматривается в специальных
курсах.
    Расчеты компенсации реактивной мощности для сетей всех видов
выполняются как при проектировании развития электрических сетей, так
и в условиях их эксплуатации. При проектировании определяются
мощности КУ и решается задача их распределения в электрической сети.
Этот вид расчета и рассматривался выше. В условиях эксплуатации
определяют оптимальные режимы работы имеющихся КУ в течение
суток. Критериями оптимальности в этом случае служат минимум потерь
мощности и энергии и соответствие отклонений напряжения допустимым
значениям.
    Мероприятия организационного характера по обеспечению
компенсации реактивной мощности сводятся к заданию для каждой i-й
распределительной сети величины реактивной мощности Qэi, которую
экономически целесообразно передавать в эту сеть из сети более высокого
уровня. Осуществляется контроль за величиной Qэi в часы максимума
нагрузки и предусматриваются меры экономического воздействия на
потребителей за несоблюдение величины Qэi.
                   Контрольные вопросы к главе 6
     1. Какие электростанции покрывают пиковую, полупиковую и базисную
части графика нагрузки?
     2. Запишите и поясните уравнение баланса активной мощности.
     3. Какова величина потерь активной мощности в электрической сети?
     4. Какова величина мощности собственных нужд электростанций?
     5. Какова причина изменения частоты в ЭЭС?
     6. Каковы нормально и предельно допустимые отклонения частоты в ЭЭС.
     7. Что такое статическое и астатическое регулирование частоты?
     8. Какие коэффициенты статизма имеют реальные регуляторы частоты?
     9. Что такое первичное и вторичное регулирование частоты?
     10. Какие станции называются балансирующими по частоте?
     11. Каков критерий оптимального распределения активной мощности
между агрегатами электростанции?
     12. Запишите и поясните уравнение баланса реактивной мощности.
     13. Назовите источники реактивной мощности.
     14. Какова величина потерь реактивной мощности в линиях и
трансформаторах электроэнергетической системы?
     15. Каковы причины лавины напряжения?
     16. Дайте характеристики схемам включения конденсаторных батарей.
     17. Поясните назначение шунтирующих реакторов.
     18. Дайте характеристику различных видов компенсирующих устройств.


                                 88


 7. Регулирование напряжения в электрических сетях
   7.1. Общая характеристика режима электрической сети
                      по напряжению
    Электроэнергия, поставляемая потребителям, должна иметь
определенные качественные показатели. ГОСТ 13109-97 устанавливает
показатели и нормы качества электроэнергии в точках электрических
сетей систем электроснабжения общего назначения, к которым
присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности
различных потребителей, или приемники электроэнергии (в точках
общего присоединения).
    Требования ГОСТ 13109-97 к отклонению частоты ∆f, как к одному
из показателей качества электроэнергии, были рассмотрены в п. 6.2.
Остальные показатели качества электроэнергии связаны с режимом
напряжения электрической сети, которое наряду с качеством
электроэнергии определяет экономичность работы электрической сети и
электроснабжения потребителей.
    Непрерывное изменение электрических нагрузок приводит к
непрерывному     изменению    падений    напряжения   в    элементах
электрической сети и, следовательно, к непрерывному изменению
отклонений напряжения U от его номинального значения Uном в
различных узлах электрической сети. Нормально допустимые и предельно
допустимые значения установившегося отклонения напряжения
                           U − U ном
                     δU=             100%
                            U ном

на выводах приемников электрической энергии, регламентируемые ГОСТ
13109-97, равны соответственно +5% и +10%.
    В нормальном режиме работы электрической сети значения δU на
выводах приемников электрической энергии в течение суток не должны
превышать предельно допустимые значения, при этом с вероятностью
95% значения δU не должны превышать нормально допустимые значения.
    В послеаварийном режиме работы электрической сети значения δU
на выводах приемников электрической энергии не должны превышать
предельно допустимые значения. При аварийных нарушениях в
электрической сети допускается кратковременный выход значений δU за
предельно допустимые значения с последующим их восстановлением до
значений, установленных для послеаварийного режима.
    Нормально допустимые и предельно допустимые значения δU в
точках общего присоединения потребителей электроэнергии к
электрическим сетям напряжением 0,38 кВ и выше должны
устанавливаться в договорах на пользование электроэнергией между
электроснабжающей      организацией   и    потребителем  с   учетом

                                 89


необходимости выполнения норм отклонения напряжения на выводах
приемников электроэнергии.
     Учет надежности при рассмотрении режима напряжений заключается
в том, чтобы в любых нормальных, аварийных и послеаварийных режимах
напряжения в любых точках электрической сети не должны превышать
или быть ниже определенного допустимого значения.
     Наибольшие рабочие напряжения электрических сетей Uраб max,
определяемые надежностью работы изоляции, нормируются ГОСТ 721-77
в следующих пределах от номинального напряжения электрической сети
Uном:
     Uном=6, 10 кВ           Uраб max=1,2 Uном;
     Uном=35, 110 кВ         Uраб max=1,15 Uном;
     Uном=220, 330 кВ        Uраб max=1,1 Uном;
     Uном=500 кВ и выше Uраб max=1,05 Uном.
     Наименьшие рабочие напряжения электрических сетей 110 кВ и
выше, определяемые, главным образом, устойчивостью параллельной
работы генераторов и узлов нагрузки, ограничиваются на уровне
(0,8…0,9)Uном.
     Экономичность режима напряжений электрической сети обусловлена
величиной потерь активной мощности и энергии в ее элементах (линиях и
трансформаторах). Эти потери в продольных активных сопротивлениях
линий и трансформаторов обратно пропорциональны квадрату
напряжения (см., например, выражение (4.5)). Поэтому повышение уровня
напряжения является одним из основных средств уменьшения потерь
мощности и энергии в электрических сетях напряжением до 220 кВ
включительно.
     Из изложенного следует, что для обеспечения требуемых технико-
экономических показателей режимов работы электрических сетей
необходимо регулировать напряжение. Для различных электрических
сетей цели регулирования напряжения различаются между собой.
     Основной      целью    регулирования       напряжения   в    местных
распределительных       сетях,     находящихся      в    непосредственной
электрической близости от потребителей, является поддержание
отклонений напряжения в пределах, установленных ГОСТ 13109-97.
     Основной целью регулирования напряжения в районных
распределительных сетях является обеспечение экономичного режима их
работы за счет уменьшения потерь мощности и энергии.
     Основной целью регулирования напряжения в системообразующих
сетях является ограничение внутренних перенапряжений для обеспечения
надежной работы изоляции оборудования таких сетей, предельное рабочее
напряжение которых составляет 1,05Uном.
     Регулирование напряжения осуществляется на шинах генераторов
электростанций, шинах высшего и среднего напряжения крупных узловых
подстанций в системообразующих сетях, шинах центров питания
распределительных районных и местных электрических сетей.
                                 90



    
Яндекс цитирования Яндекс.Метрика