Тема 5.1. Баланс мощностей и регулирование частоты в энергосистеме
5.1.1 Баланс активных и реактивных мощностей в энергосистеме
Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях в ЭЭС, тут же потребляется нагрузками и расходуется на потери при ее передаче [1]. Говорят, что имеет место одновременность процессов выработки и потребления электроэнергии.
Суммарная активная мощность генерации в ЭЭС ΣРг в каждый момент времени равна потребляемой мощности ΣРп. То же самое можно сказать относительно реактивных мощностей ΣQг и ΣQп:
ΣРг = ΣРп = ΣРн + ΣРсн + ΣΔР, (5.1)
ΣQг = ΣQп = ΣQн + ΣQсн + ΣΔQ – ΣQс, (5.2)
где ΣРп и ΣQн –суммарные активная и реактивная мощности нагрузок ЭЭС; ΣРсн и ΣQсн – суммарные активная и реактивная мощности собственных нужд электростанций; ΣΔР и ΣΔQ – суммарные активные и реактивные потери мощности в ЭЭС; ΣQс – суммарная зарядная мощность ЛЭП.
Уравнения (5.1) и (5.2) представляют так называемый баланс мощностей, который является составной частью баланса мощности в ЭЭС, учитывающего выработку не только электрической энергии, но и тепла.
Баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения. Таким образом, баланс мощностей сохраняется всегда, но в случае, если значения частоты и напряжения отличаются от своих номинальных значений, говорят, что имеет место дефицит или избыток мощностей.
|
|
|
Частота и напряжения в ЭЭС не могут оставаться постоянными, так как потребление активной и реактивной мощностей непрерывно изменяется. Нормальное отклонение частоты переменного тока в ЭЭС в соответствии с ГОСТ составляет ±0,2 Гц, а предельно допустимое ±0,4 Гц, допустимое отклонение напряжения на выводах электроприемников составляет ±10%.
Верны следующие утверждения:
- при снижении генерируемых мощностей в системе происходит изменение как частоты, так и напряжения;
- снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению и частоты, и напряжения;
- снижение генерируемой реактивной мощности приводит к уменьшению напряжения и незначительному повышению частоты.
Физически повышение частоты при снижении генерируемой реактивной мощности можно объяснить снижением потерь активной мощности в сети, что приводит к уменьшению потребляемой активной мощности в ЭЭС. Аналогичные выводы можно сделать и для положительных изменений генерируемых мощностей.
В результате можно установить, какие воздействия на режим ЭЭС следует предпринять, чтобы осуществить регулирование частоты и напряжения. Так, регулирование частоты достигается за счет изменения генерируемой активной мощности путем изменения пуска энергоносителя (пара или воды) в турбину. Так как величина генерируемой активной мощности определяется требованиями по частоте, то для регулирования напряжения используется изменение реактивной мощности, что в свою очередь требует регулирования тока возбуждения синхронного генератора.
|
|
|
Следует отметить, что частота в ЭЭС одинакова во всех ее точках (рассматриваются только установившиеся режимы), а напряжения различны во всех узлах сети, поэтому, говоря о регулировании напряжения, надо иметь в виду какой-либо один определенный узел или группу узлов, в которых требуется одновременно изменять напряжение (увеличивать или уменьшать).
5.1.2 Характеристики первичных двигателей электростанций
Мощности потребителей меняются в каждый момент времени, причем изменения могут проходить медленно или скачками [1].
Медленные изменения проявляются изо дня в день почти одинаково, следовательно, их можно прогнозировать. На них накладываются резкие быстрые изменения, носящие, как правило, случайный характер. Причиной резких изменений мощностей являются отключения генераторов, отключения и включения нагрузок, а также включения и отключения элементов электрической сети.
|
|
|
В случае резкого повышения или резкого сброса нагрузки мгновенный небаланс мощности компенсируется кинетической энергией, обусловленной инерцией вращающихся машин (генераторов, двигателей). Это вызывает понижение (или повышение) частоты. Для устранения отклонения частоты необходимо восстановить равновесие между генерацией и потреблением мощности, что достигается изменением мощности турбины с помощью регулирования пуска в нее энергоносителя.
Рассмотрим характеристики первичных двигателей – тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования. На рисунке 5.1 показана схема преобразования энергии пара или воды в электрическую энергию.
Рисунок 5.1 Схема преобразования энергии
В установившемся режиме имеет место равновесие моментов сил на валу турбо- или гидрогенератора: Ммех = Мэл. магн. Мощность, развиваемая турбиной, передается генератору: Рт = Ргпри определенной скорости вращения турбины Ω.Мощность турбины зависит от механического момента: Рт = Ммех Ω,а мощность генератора – от тока статора генератора: Рг = √3 UгIгcosφ.
|
|
|
Снижение нагрузки в ЭЭС приведет к уменьшению тока в обмотках статора генератора и снижению электромагнитного момента на валу ротора. Механический момент окажется больше электромагнитного момента, и под воздействием избыточного механического момента скорость вращения ротора начнет увеличиваться.
В случае нерегулируемой турбины ее мощность Ртостается неизменной и с увеличением скорости момент Ммех будет снижаться до значения, которое даст новое равновесие моментов сил. При этом скорость вращения турбины, а следовательно и частота тока генератора, увеличится.
В случае регулируемой турбины увеличение ее скорости вращения приведет в действие автоматический регулятор скорости (АPC), который обеспечит уменьшение подачи энергоносителя (пара или воды) в турбину, с тем чтобы сохранить постоянной скорость вращения ротора генератора.
Принцип работы АРС основан на обратной отрицательной связи (ООС) системы регулирования: при повышении регулируемого параметра система уменьшает, а при снижении увеличивает подачу энергоносителя.
Если после изменения нагрузки и окончания переходного процесса АРС восстанавливает прежнюю скорость, регулирование называется астатическим. Если же устанавливается скорость, отличная от прежней, то регулирование называется статическим, и система регулирования также называется статической. Характеристику АРС турбины часто представляют в координатах скорости и мощности генератора (рисунок 5.2).
Рисунок 5.2 Характеристика АРС
В случае нерегулируемой турбины мощность Р0 остается постоянной, а меняется только скорость (прямая 1 – рабочая точка исходного режима а, нового режима b). В случае астатического регулирования, наоборот, скорость вращения турбины поддерживается постоянной, при этом мощность регулируется пуском энергоносителя (прямая 2). При статизме регулятора характеристика наклонена к оси абсцисс (прямая 3) и при изменении нагрузки ЭЭС скорость не восстанавливается до прежнего значения (рабочая точка с). Новая скорость тем сильнее отличается от первоначальной, чем больше статизм системы регулирования, т.е. чем больше угол между характеристикой АРС и осью ординат.
5.1.3 Первичное и вторичное регулирование частоты
Процесс регулирования частоты в этой системе генератор - потребитель можно проследить с помощью графиков, отражающих зависимость мощности турбины от частоты переменного тока на шинах синхронного генератора (рисунок 5.3) [1]. В этих координатах характеристика АРС турбины 1 будет выглядеть точно так же, как на рисунке 5.2, поскольку частота переменной ЭДС синхронного генератора пропорциональна скорости вращения.
Рисунок 5.3 Первичное и вторичное регулирование частоты
При больших снижениях скорости (а, следовательно, и частоты) АРС полностью открывает направляющий аппарат турбины. При этом турбина развивает номинальную мощность. Дальнейшее изменение ее при снижении скорости становится невозможным. На рисунке 5.3 такому режиму работы отвечает горизонтальный участок характеристики 1.
На рисунке 5.3 изображена статическая характеристика активной мощности потребления ЭЭС по частоте ΣРп = φп(f). Пересечение характеристик АРС и ЭЭС является рабочей точкой (а) исходного режима с частотой f0. Будем считать, что в этом режиме частота в ЭЭС равна номинальной, т.е. f0 = 50 Гц. Мощность исходного режима обозначим Р0.
Пусть теперь в ЭЭС происходит наброс потребляемой мощности на величину ΔР. Новой нагрузке отвечает статическая характеристика ΣРп + ΔР, расположенная выше характеристики ΣРп. Значение частоты f1, отвечающей режиму увеличенного потребления мощности, вновь определяется пересечением характеристики АРС 1 с новой статической характеристикой потребления (рабочая точка b). Из рисунка видно, что f1 < f0 и Р1 > Р0.
При статической характеристике 1, показанной на рисунке 5.3, АРС турбины не восстанавливает частоту до прежнего значения, однако уменьшает отклонение частоты от номинального значения. При отсутствии АРС частота снизилась бы до значения f2 (точка с на прямой 2, f2 < f1 < f0).
Таким образом, регулятор скорости турбины оказывает стабилизирующее действие на частоту в ЭЭС и поэтому часто называется первичным регулятором частоты, а процесс изменения частоты под действием этого регулятора – первичным регулированием частоты.
Эффективность первичного регулирования частоты зависит от статизма регулятора скорости, который показывает наклон характеристики АРС к осям координат. При нулевом статизме регулятора (астатическое регулирование) характеристика располагается вертикально (характеристика 4) и обеспечивает частоту, равную номинальной при любом набросе мощности нагрузки ЭЭС, если, конечно, он не приведет к превышению предельной мощности турбины.
Для дополнительной корректировки частоты после первичного регулирования применяют так называемое вторичное регулирование, в процессе которого изменяют мощность турбины уже непосредственно в зависимости от частоты переменного тока в электрической сети.
При вторичном регулировании мощность турбины изменяется дополнительным воздействием на нее регулирующего аппарата, которое выполняет еще одно регулирующее устройство – автоматический регулятор частоты (рисунок 5.4).
Рисунок 5.4 Схема регулирования АРС и АРЧ
Автоматический регулятор частоты (АРЧ) также основан на принципе ООС и воздействует непосредственно на АРС. Графически вторичное регулирование отражается эквидистантным перемещением характеристики регулирования 1 вправо (рисунок 5.3, характеристика 3). Турбина набирает мощность Р2, соответствующую новой нагрузке ЭЭС (рабочая точка d). Наклон характеристики регулирования, определяющий статизм регулятора, при этом не меняется.
При сбросе мощности нагрузки в ЭЭС направление регулирования будет обратным и регулирование приведет к уменьшению мощности, вырабатываемой турбиной.
Совместная работа всех турбин в ЭЭС при регуляторах скорости с астатической характеристикой не может быть реализована. Это объясняется тем, что каждая из параллельно работающих турбин с астатическим регулятором при толчках нагрузки стремится принять весь небаланс мощности на себя. При этом режим работы отдельных агрегатов не может регулироваться: на одних агрегатах происходит увеличение мощности, а другие сбрасывают свою нагрузку.
Астатический регулятор мог бы устанавливаться на одном из агрегатов. При этом не будет неопределенного распределения мощности между отдельными машинами, так как небаланс мощности покроется генератором, снабженным астатическим регулятором, который будет стремиться поддерживать частоту, близкой к номинальному значению. Однако АРС с астатической характеристикой не позволяют обеспечить требуемую точность поддержания частоты и поэтому всегда имеют некоторый статизм, а заданная частота поддерживается дополнительным изменением пуска энергоносителя при вторичном регулировании частоты.
5.1.4 Регулирование частоты в энергосистеме
В реальной ЭЭС содержится большое количество параллельно работающих станций [1]. Турбины каждой из этих станций снабжены статическими регуляторами скорости.
Для получения эффекта астатического регулирования следует произвести вторичное регулирование. При этом, осуществляя вторичное регулирование на любой станции ЭЭС, можно получить эффект астатического регулирования. Такой же эффект получается при вторичном регулировании и на большем числе станций.
Наиболее просто вторичное регулирование реализуется с помощью одной станции. Такой метод называется методом ведущей станции по частоте.
Для успешного регулирования частоты станция, выбираемая в ЭЭС в качестве ведущей, должна удовлетворять определенным требованиям, главными из которых являются следующие:
- достаточно большая мощность по отношению к мощностям других электростанций данной ЭЭС;
- большой диапазон регулирования мощности, в котором возможно быстрое изменение мощности, выдаваемой электростанцией;
- достаточно большая пропускная способность линий (сечений), связывающих электростанцию с мощными узлами нагрузки и другими электростанциями, так как регулирование частоты связано со значительными изменениями мощности в линиях.
На тепловых станциях пределы изменения выдаваемой мощности определяются условиями работы котельных агрегатов и паровых турбин. Наибольшие ограничения диапазона регулирования связаны с работой котлов, которые обычно не допускают уменьшения нагрузки менее, чем на 60% от номинальной. Снижение нагрузки котлов ограничивается опасностью погасания факела пылеугольных топок и опасностью нарушения нормальной циркуляции из-за неравномерного обогрева отдельных частей котла при уменьшении интенсивности горения. Нижняя граница регулировочного диапазона паровых турбин обычно составляет 20...30% их номинальной мощности. Она определяется возможностью резкого нарушения температурного режима турбины при значительном снижении нагрузки, результатом которого могут являться недопустимые температурные перенапряжения и связанные с ними повреждения машины.
Таким образом, вследствие ограничения регулировочного диапазона тепловых электростанций в качестве станций, ведущих по частоте, выбирают такие, мощность которых в два-три раза превышает величину наибольшего возможного наброса или сброса нагрузки в данной ЭЭС. Наилучшие условия для регулирования частоты имеют электростанции с конденсационными турбинами и котлами, работающими на газообразном топливе.
Регулировочный диапазон гидравлических электростанций практически близок к их установленной мощности. Поэтому мощность гидроэлектростанций, используемых для регулирования частоты, может быть значительно меньше мощности тепловых станций в условиях одной и той же ЭЭС.
В ЕЭС России в регулировании частоты и перетоков мощности по ЛЭП участвуют такие крупные гидроэлектростанции, как Волжская, Саратовская, Волгоградская, Боткинская, Камская, Чиркейская, Верхне-Туломская, Княжегубская, Нива-3, Саяно-Шушенская, Красноярская, Усть-Илимская и Зейская.
Восстановление номинальной частоты в ЭЭС после нарушения баланса активной мощности возможно лишь тогда, когда в ЭЭС имеется достаточный резерв генераторной мощности.
Опасные последствия, которые может повлечь за собой значительное снижение частоты в ЭЭС, в частности опасность нарушения нормальной работы оборудования электростанций, заставляют в случаях отсутствия возможности увеличения мощности генераторов применять в ЭЭС автоматическую аварийную разгрузку по частоте (ААРЧ). Целью такой разгрузки является восстановление баланса активной мощности путем уменьшения мощности, потребляемой нагрузками ЭЭС. Суть ААРЧ заключается в отключении части потребителей при уменьшении частоты в ЭЭС ниже определенной границы.
Для уменьшения возможности ущерба от отключения части потребителей по мере снижения частоты потребители отключаются автоматически в несколько очередей. Автоматическая аварийная разгрузка по частоте выполняется с помощью устройств, реагирующих на отклонение частоты от номинальной и дающих команду на отключение тех или иных элементов ЭЭС.
5.1.5 Источники и потребители реактивной мощности
Потребителями реактивной мощности в ЭЭС являются все без исключения электроприемники переменного тока [1]. Однако некоторые электроприемники, например лампы накаливания и электрические нагревательные приборы, потребляют очень незначительную реактивную мощность; коэффициент мощности таких потребителей принимается равным единице.
Работа многих других электроприемников, таких как асинхронные двигатели, выпрямительные установки, дуговые электропечи, газоразрядные осветительные лампы, сопровождается значительным потреблением из сети реактивной мощности.
В состав нагрузки ЭЭС и собственных нужд электростанций входят различные электроприемники, среди которых основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели. И хотя мощность асинхронных двигателей в среднем составляет менее половины всей мощности нагрузки они потребляют до 70% всей генерируемой в ЭЭС реактивной мощности.
Большая часть реактивной мощности теряется в трансформаторах (мощности намагничивания и нагрузочные потери) электрической сети – около 20%. На долю остальных потребителей приходится около 10% потребления реактивной мощности.
Значительные потери реактивной мощности имеются в ЛЭП, однако зарядная мощность линий частично компенсирует эти потери, а иногда, при недогрузке линий, ЛЭП становятся источниками реактивной мощности.
Для поддержания нормального режима в ЭЭС потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью и наряду с резервом активной мощности в ЭЭС необходим резерв реактивной мощности. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой на электростанциях (60% всей реактивной мощности), и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и у потребителей (20%). На ЛЭП приходится 20% генерируемой реактивной мощности.
При проектировании электрической сети должен проверяться баланс реактивной мощности для всех характерных режимов:
- максимальных реактивных нагрузок;
- максимальных активных нагрузок;
- наименьших активных нагрузок;
- послеаварийных и ремонтных.
В процессе проектных расчетов по определению оптимальной компенсации реактивной мощности решаются две основные задачи:
- установление оптимального соотношения между реактивной мощностью, передаваемой от электрических станций потребителям электрической энергии, и мощностью компенсирующих устройств в питающих сетях ЭЭС с выбором мест их размещения;
- выбор компенсирующих устройств в распределительных сетях, обеспечивающих заданное значение потребляемой из ЭЭС реактивной мощности.
5.1.6 Выработка реактивной мощности на электростанциях
Главным источником реактивной мощности в ЭЭС являются генераторы электростанций [1]. Изменение выдаваемой реактивной мощности генератора достигается за счет изменения синхронной ЭДС генератора Ег,которая при неучете насыщения прямо пропорциональна току возбуждения генератора Iв.
Генераторы в номинальном режиме работы выдают номинальные активную и реактивную мощности при номинальном cosφ: Sг ном = Pг ном+ jQг ном. Ток возбуждения генератора в этом режиме также равен номинальному значению Iв . Генераторы выпускаются с номинальным cosφ, равным 0,8; 0,85 или 0,9.
При работе в часы максимума реактивной нагрузки иногда необходимо понижение cosφ генератора относительно номинального значения (увеличение выдаваемой реактивной мощности). Это достигается за счет снижения вырабатываемой активной мощности. Максимально возможная реактивная мощность генератора при данной активной мощности называется располагаемой реактивной мощностью генератора в режимах перевозбуждения Q+pacпи недовозбуждения Q-pacп.
В режиме недовозбуждения генератор потребляет реактивную мощность из сети. В этом режиме при снижении тока возбуждении возможно нарушение статической устойчивости генератора. Кроме того, у турбогенератора вследствие изменения взаимодействия магнитных полей статора и ротора значительно нагреваются торцевые зоны статора, что ограничивает минимально возможную величину тока возбуждения. Для гидрогенераторов при низких токах возбуждения и режимов, близких к холостому ходу, возможен режим самовозбуждения из-за резонансных явлений, связанных с обменом энергией магнитного поля гидрогенератора и электрического поля высоковольтных линий, присоединенных к электростанции. Все перечисленное, так или иначе, определяет нижнюю границу тока возбуждения генератора и располагаемой реактивной мощности генератора в режиме недовозбуждения – ограничение минимального возбуждения (ОМВ).
5.1.7 Компенсирующие устройства.
В отличие от активной мощности реактивная мощность может вырабатываться не только на электростанциях, но и в других точках ЭЭС [1]. В этом случае ее источниками являются специальные устройства, которые называются компенсирующими (КУ). Размещение КУ вблизи электроприемников очень удобно для ЭЭС, так как в этом случае требуемая потребителям реактивная мощность не передается по сети, что связано с дополнительными ее потерями, а вырабатывается в тех точках, где непосредственно имеется дефицит этой мощности.
Компенсирующие устройства широко применяются также для регулирования напряжения в электрических сетях. Таким образом, их установка удовлетворяет трем непротиворечивым целям: обеспечению баланса реактивной мощности, снижению потерь в электрической сети и регулированию напряжения.
Существует несколько видов КУ.
Батареи конденсаторов(БК) представляют собой отдельные конденсаторы мощностью до 125 квар, собранные вместе путем последовательно-параллельного соединения.
Конденсаторные батареи, предназначенные для генерации реактивной мощности и, таким образом, повышения cosφ в узлах нагрузки и у потребителей, называются косинусными и включаются по шунтовой схеме, т.е. являются устройствами поперечной компенсации.
Шунтовые БК применяют на напряжение до 110 кВ. Отдельные конденсаторы рассчитаны на напряжение от 0,2 до 10,5 кВ, и включение БК на более высокое напряжение достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для повышения мощности батареи увеличивают число параллельно включенных ветвей.
Регулирование выдаваемой мощности батареи осуществляется включением и отключением части параллельных ветвей конденсаторной батареи.
Батареи конденсаторов обладают отрицательным регулирующим эффектом, т.е. при уменьшении напряжения в сети они снижают выдаваемую реактивную мощность, что приводит к еще большему снижению напряжения. Это является недостатком БК. К другим их недостаткам можно отнести ступенчатость регулирования мощности и сильную зависимость выдаваемой мощности от напряжения сети.
Преимуществом БК являются их малая стоимость и эксплуатационные расходы. Потери в БК достаточно малы, в удельном выражении они в несколько раз ниже, чем в других КУ. Кроме того, допускается большая свобода при выборе мест установки батарей. Установленная мощность БК может изменяться в диапазоне от 25...50 квар (самые мелкие установки в городских и сельских сетях напряжением 380 В) до 25 Мвар и более (крупные батареи, установленные на высоковольтных подстанциях). Батареи конденсаторов могут присоединяться к любой точке электрической сети, что позволяет размещать их непосредственно у мест потребления реактивной мощности, например в цехах промышленных предприятий, распределительных пунктах и даже внутри некоторых электроприемников (газоразрядные светильники).
Синхронные компенсаторы (СК) представляют собой синхронный двигатель, работающий на холостом ходу. Ротор СК изготовляется облегченным по сравнению с генератором или двигателем.
В режиме перевозбуждения СК работает как генератор реактивной мощности и выдает ее в сеть. Нагрузка сети имеет индуктивный характер и потребляет мощность, выдаваемую СК. В режиме недовозбуждения СК потребляет реактивную мощность (забирает ее из сети).
Синхронные компенсаторы устанавливаются на крупных подстанциях с напряжением 220 кВ и выше и присоединяются к обмотке низкого напряжения автотрансформаторов. Иногда СК ставятся на удаленных от источников энергии подстанциях, питаемых по загруженным ЛЭП.
Достоинствами СК являются плавное регулирование реактивном мощности, возможность увеличения выдаваемой реактивной мощности при понижении напряжения, что соответствует положительному регулирующему эффекту такой нагрузки, а также возможность как выдачи, так и потребления реактивной мощности, т.е. широкий диапазон регулирования. К недостаткам следует отнести их высокую стоимость и эксплуатационные расходы, а также повышенные по отношению к другим КУ потери мощности.
Синхронные двигатели(СД), установленные у потребителей, могут быть использованы как источники реактивной мощности, они имеют номинальный опережающий cosφ = 0,9 и, работая в поминальном режиме, выдают реактивную мощность.
Хотя СД дороже асинхронных двигателей, все же они выгоднее, чем асинхронные двигатели, применяемые совместно с КУ.
Шунтирующие реакторы(ШР) представляют собой катушки индуктивности, рассчитанные на высокое напряжение, и в противоположность БК потребляют реактивную мощность из сети, т.е. являются потребителями реактивной мощности. Однако ШР также можно считать компенсирующими устройствами, так как они предназначены для компенсации зарядной мощности ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжений.
Статические тиристорные компенсаторы(СТК) представляют собой трехфазный выпрямительный блок, нагрузкой которого является реактор. Энергия магнитного поля реактора используется для генерирования реактивной мощности путем направления запасенной в реакторе энергии в ту фазу и те моменты времени, когда ток в этой фазе опережает напряжение.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 4836; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!