Уравнение баланса реактивной мощности в ээс

Уравнение баланса реактивной мощности в ээс

Рабочие режимы электроэнергетических систем.

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 активной мощности [1,5].

Уравнение баланса активной мощности для ЭЭС имеет вид:

Р г = Р н + Р сн + Р пот = Р п (9.1)

где S P _г — суммарная генерируемая активная мощность в ЭЭС, включая активную мощность, получаемую из соседних ЭЭС;

S P _н — суммарная активная мощность потребителей в ЭЭС, включая активную мощность, передаваемую в соседние ЭЭС;

S P _сн — суммарная мощность собственных нужд электростанций;

S P _пот — суммарные потери активной мощности;

S P _п — суммарное потребление активной мощности.

Баланс активной мощности в ЭЭС составляется для периода прохождения годового максимума нагрузки. Величина суммарной активной мощности потребителей S P _н при эксплуатационных расчетах определяется суммированием максимальных мощностей узлов нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимумов k_pa . При проектировании развития ЭЭС величина S P _н рассчитывается на основании проектных данных и прогнозирования роста нагрузок.

Потери активной мощности в ЭЭС зависят от протяженности линий электрических сетей, числа трансформаций от источников питания до потребителей и составляют 10 – 15% от суммарной активной мощности потребителей S P _н. Мощность собственных нужд электростанций S P _сн зависит от типа станции, ее оборудования и вида используемого топлива. Для тепловых станций эта величина составляет 5 -12% от мощности станции, для гидроэлектростанций — 0,5 – 1%.

При выполнении равенства (9.1) частота в ЭЭС неизменна и определяется частотой вращения турбин генераторов. Любое изменение генерируемой или потребляемой мощности приводит к изменению частоты в ЭЭС.

Увеличение потребляемой мощности или 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 снижение частоты в ЭЭС вызовет уменьшение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с меньшим значением частоты, чем в предшествующем режиме.

Уменьшение потребляемой мощности или 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.

Причины изменения частоты в ЭЭС могут быть самыми различными: аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями ЭЭС, резкое увеличение мощности потребителей и т.п.

Отклонение частоты f от ее номинального значение f _ном = 50 Гц.

∆ f = f — f ном (9.2)

как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОС 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, недостаточности такого увеличения включают резерв мощности.

При дальнейшем снижении частоты в ЭЭС и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Это 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 уставки этого реле. Очередность отключения потребителей выбирается по условию минимального ущерба от перерыва электроснабжения.

Регулирование частоты в электрических системах требует изменения мощности, которую генераторы выдают в сеть. Мощность генераторов в установившихся режимах и ее изменения определяются мощностью турбины, которыми эти генераторы приводятся во вращение. Поэтому, рассматривая возможности регулирования частоты в электрических системах, необходимо проанализировать характеристики первичных двигателей – тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования.

На рис.9.1,а изображена характеристика нерегулируемой турбины, мощность которой неизменна, — это прямая, параллельная вертикальной оси, Р_т1 = const . Статические характеристики нагрузок по частоте – это кривые 3,1,2, соответствующие нагрузкам Р_н3 соответствует частоте f ₂ , т.е. увеличение нагрузки от Р_н1 до Р_н2 приводит к уменьшению частоты от f _ном до f ₂ .

Если турбина имеет автоматический регулятор скорости, то он изменяет отпуск энергоносителя (пара или воды) через турбину в зависимости от нагрузки. Регуляторы скорости турбин оказывают стабилизирующее влияние на частоту в системе и поэтому часто называются первичными регуляторами частоты. Процесс изменения частоты под действием этих регуляторов называется первичным регулированием частоты.

Регуляторы скорости турбины могут иметь астатическую или статическую (рис.9.1, б и в) характеристику. При изменении электрической нагрузки под действием регулятора скорости либо восстановится номинальная частота, либо установится некоторая новая частота, близкая к f _ном .

Рис.9.1. Характеристики регуляторов скорости турбины:

а – нерегулируемая турбина; б – астатическая характеристика; в – статическая характеристика; г – вторичное регулирование частоты (АРЧ)

В первом случае, когда после изменения нагрузки и окончания переходного процесса регулятор восстанавливает номинальную частоту, регулирование называется астатическим (рис.9.1, б). Если при изменении нагрузки и окончания переходного процесса устанавливается новая, отличная от номинальной частота, то такое регулирование называется статическим (рис.9.1, в).

Реальные регуляторы скорости имеют статическую характеристику. Добиться астатической характеристики у регулятора практически очень трудно.

Для астатического регулирования, т.е. для дополнительной корректировки частоты в системе, применяется так называемое вторичное регулирование. В процессе вторичного регулирования осуществляется изменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты переменного тока. Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты (вторичными регуляторами скорости), либо обслуживающим персоналом системы (вручную), который контролирует частоту по показаниям приборов. В результате вторичного регулирования статическая характеристика перемещается параллельно самой себе до тех пор, пока частота не станет номинальной (рис.9.1, г)

Регулирование частоты в электроэнергетической системе осуществляют несколько электростанций. ЭЭС включает в себя большое количество электростанций, работающих параллельно на общую сеть. При изменении потребляемой активной мощности частота в энергосистеме меняется. Если дежурный персонал каждой электростанции начнет регулировать частоту, то частота в ЭЭС не сможет быть восстановлена на уровне номинального значения из-за несогласованных действий персонала различных станций. Поэтому задача регулирования частоты в ЭЭС возлагается не на все, а на одну или несколько электростанций с суммарной мощностью, достаточной для покрытия всех возможных изменений потребляемой мощности в ЭЭС. Такие станции называются балансирующими по частоте.

Как отмечалось выше, 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.

Q г = Q н + Q сн + Q пот = Q п (9.3)

S Q _г – суммарная реактивная мощность, генерируемая в ЭЭС, включая реактивную мощность, поступающую из соседних ЭЭС;

S Q _н — суммарная реактивная мощность потребителей ЭЭС, включая реактивную мощность, отдаваемую в соседние ЭЭС;

S Q _сн — суммарная реактивная мощность собственных нужд электростанций;

S Q _пот — суммарные потери реактивной мощности;

S Q _п — суммарное потребление реактивной мощности в ЭЭС.

Генерация реактивной мощности S Q _г в ЭЭС осуществляется не только генераторами электростанций, но и высоковольтными воздушными и кабельными линиями электропередачи (за счет их емкостной проводимости), а также специально устанавливаемыми в ЭЭС источниками реактивной мощности, называемых также компенсирующими устройствами (КУ).

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности можно записать более подробно:

Q эс + Q с + Q к = Q н + Q сн + Q пот = Q п (9.4)

где S Q _эс — суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, включая реактивную мощность, поступающую из соседних ЭЭС;

S Q _с — суммарное генерирование реактивной мощности воздушными и кабельными линиями электропередачи;

S Q _к — суммарная КУ.

Баланс реактивной мощности рассчитывается, как правило, для режима наибольшей нагрузки. Реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций S Q _эс , определяется их загрузкой активной мощностью и коэффициентом мощности cos j , номинальное значение которого составляет 0,8 – 0,9. Генераторы являются основными источниками реактивной мощности и вырабатывают около 60% требуемой в ЭЭС реактивной мощности.

Суммарная реактивная мощность потребителей S Q _н 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 10 – 12% 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 S Q _сн включая потери мощности в трансформаторах собственных нужд, определяется по активной мощности собственных нужд с учетом cos j @ 0,7. Генерация реактивной мощности высоковольтными линиями электропередачи S Q _с составляет около 20% требуемой в ЭЭС реактивной мощности.

После оценки значений всех составляющих баланса реактивной мощности рассчитывается требуемая мощность компенсирующих устройств Q к , которую необходимо разместить в ЭЭС.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что, например, емкостной ток лини на холостом ходу повышает напряжение на ее конце. Соответственно избыток генерируемой мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.

Энергосистемы дефицитные по активной мощности, дефицитны и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать из соседних энергосистем, а генерировать в компенсирующих устройствах, установленных в данной энергосистеме.

Рассмотрим, как реагирует нагрузка на изменение режима в простейшей электрической системе, представленной на рис.9.2. Пусть из-за аварии или по другим причинам напряжение U ₂ в конце линии понижается.

Рис.9.2. Схема простейшей электрической системы

Рис.9.3. Статические характеристики нагрузки

Покажем, что нагрузка в силу своего положительного регулирующего эффекта повысит напряжение U ₂ . Напряжение в конце линии можно представить в следующем виде:

U 2 ≈ U 1 -∆ U 12 = U 1 — Р 12 к r 12 + Q 12 к x 12 U 2 (9.5)

где P k ₁₂ , Q k ₁₂ , — активная и реактивная мощности в конце линии; r ₁₂ , x ₁₂ — активное и реактивное сопротивления линии.

При понижении U ₂ в соответствии со статическими характеристиками (рис.9.3) будут уменьшаться значения P ₂ и Q ₂ , а также P k ₁₂ и Q k ₁₂ , следовательно, будут уменьшаться потери D U ₁₂ , а значение U ₂ вследствие этого будут увеличиваться. Рост U ₂ при уменьшении D U ₁₂ понятен из приведенной выше формулы в предположении, что U ₂ поддерживается постоянным. Все это справедливо в случае, когда

U > U kp = 0,7÷0,8 U ном (9.6)

Нагрузка имеет положительный регулирующий эффект при U ³ U _кр и отрицательный регулирующий эффект при U U _кр . В последнем случае понижение U ₂ вызывает рост потребляемой мощности Q 2 , соответственно большая реактивная мощность течет и по линии. Это вызывает увеличение потерь напряжения в конце линии ∆ U 12 , следовательно, уменьшается напряжение в конце линии у потребителя. В соответствии со статической характеристикой U U _кр Q ₂ снова растет. Это приводит к дополнительному понижению U ₂ и т.д. Возникает явление, называемое лавиной напряжения. При такой аварии останавливаются (опрокидываются) асинхронные двигатели. Реактивная мощность асинхронных двигателей растет, баланс Q нарушается, что в свою очередь приводит к понижению напряжения. Остановить снижение напряжения при этой аварии, можно лишь отключив нагрузку. В настоящее время применяются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) на генераторах и мощных синхронных двигателях, стабилизирующее напряжение, поэтому напряжение в системе не понижается ниже критического.

1. Запишите и поясните уравнение баланса активной мощности.

2. Какова величина потерь активной мощности в электрической сети?

3. Какова величина мощности собственных нужд электростанций?

4. Какова причина изменения частота в ЭЭС?

5. Каковы нормально и предельно допустимые отклонения частоты в ЭЭС?

6. Что такое статическое и астатическое регулирование частоты?

7. Какие коэффициенты статизма имеют реальные регуляторы частоты?

8. Что такое первичное и вторичное регулирование частоты?

9. Какие станции называются балансирующими по частоте?

10. Каков критерий оптимального распределения активной мощности между агрегатами электростанции?

11. Запишите и поясните уравнение баланса реактивной мощности.

12. Дайте характеристику составляющим уравнения баланса реактивной мощности.

13. Назовите источники реактивной мощности.

14. Какова величина потерь реактивной мощности в линиях?

15. Какова величина потерь реактивной мощности в трансформаторах?

16. Какие известны показатели качества электрической энергии?

17. Каким показателем оценивается качество частоты?

18. Какими показателями оценивается качество напряжения?

19. Что понимают под отклонением напряжения и каковы причины его появления?

20. Как влияет отклонение напряжения на работу электроприемников?

21. Каковы верхние пределы допустимых отклонений напряжения в сетях 35 – 750 кВ?

22. Что понимают под колебанием напряжения, каковы причины его появления?

23. Как количественно оценивается колебание напряжения?

24. По каким причинам возникает не синусоидальность напряжения? Каковы отрицательные последствия ее появления?

25. Как количественно оценивается не синусоидальность напряжения?

26. Каковы причины появления не симметрии напряжений и отрицательные последствия ее появления?

27. Какими количественными показателями оценивается не симметрия напряжения?

28. Что понимают под провалом напряжения?

29. Как определить диапазон изменения мощности при регулировании частоты?

30. Как влияет крутизна частотной характеристики элементов системы на регулирование частоты?

31. Каковы возможные причины и последствия понижения частоты в энергосистеме?

32. Каковы особенности поведения станции при отсутствии резерва мощности?

33. Каким образом классифицируют изменения частоты в энергосистеме?

Баланс реактивной мощности

Как отмечалось выше, 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 (2.1) уравнение баланса реактивной мощности имеет вид

где SQ_г – суммарная реактивная мощность, генерируемая в ЭЭС;

SQ_н – суммарная реактивная мощность потребителей ЭЭС;

SQ_сн – суммарная реактивная мощность собственных нужд электростанций;

DQ_S – суммарные потери реактивной мощности.

Генерация реактивной мощности SQ_г в ЭЭС осуществляется не только генераторами электростанций, но и высоковольтными воздушными и кабельными линиями электропередачи (за счет их емкостной проводимости), а также специально устанавливаемыми в ЭЭС источниками реактивной мощности, называемыми компенсирующими устройствами (КУ).

Таким образом, уравнение баланса реактивной мощности можно записать более подробно:

где SQ_эс – суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций;

SQ_с – суммарное генерирование реактивной мощности линиями электропередачи;

SQ_к – суммарная мощность КУ.

Баланс реактивной мощности рассчитывается, как правило, для режима наибольшей нагрузки. Реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций SQ_эс, определяется их загрузкой активной мощностью и коэффициентом мощности cosj, номинальное значение которого составляет 0,8. 0,9. Генераторы являются основными источниками реактивной мощности и вырабатывают около 60 % требуемой в ЭЭС реактивной мощности.

Суммарная реактивная мощность потребителей SQ_н 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 SQ_сн определяется по активной мощности собственных нужд с учетом cosj @ 0,7.

Высоковольтные линии электропередачи за счет своей емкостной проводимости генерируют реактивную (зарядную) мощность в сеть. Для одного класса номинального напряжения U_ном величина зарядной мощности и может быть рассчитана по известной формуле

где b₀ –удельная емкостная проводимость линии; b₀=2,6-2,8 Сим/км для ВЛ напряжением до 220 кВ; b₀=3,5-3,9 Сим/км для ВЛ 330 кВ и выше;

L_å – суммарная длина линий в одноцепном исполнении.

После оценки значений всех составляющих баланса реактивной мощности (3.2) рассчитывается требуемая мощность компенсирующих устройств Q_к, которую необходимо разместить в ЭЭС.

Для понимания процессов в ЭЭС, возникающих при нарушении баланса реактивной мощности, рассмотрим статическую характеристику комплексной реактивной нагрузки по напряжению (рис. 3.1).

Из рис. 3.1 видно, что при изменении напряжения в узле меняется реактивная мощность, потребляемая в этом узле. При уменьшении напряжения приблизительно до 0,85U_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.

Рис. 3.1. Обобщеннаястатическаяхарактеристика 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.

Дата добавления: 2015-03-26 ; просмотров: 4078 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением

Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением

При выработке и потребители энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электроэнергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности.

Эти условия можно записать так:

∑Pг = ∑Pп = ∑Pн = ∑ΔP,

∑Qг = ∑Qп = ∑Qн = ∑ΔQ

где ∑Pг и ∑Qг — генерируемые активная и реактивная мощности станций за вычетом собственных нужд; ∑Pн, ∑Qн — активная и реактивная мощности потребителей; ∑ΔP, ∑ΔQ — суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; ∑Pп, ∑Qп — суммарное потребление активной и реактивной мощностей.

Вышеприведенные уравнения являются уравнениями балансов активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторый уровень напряжения. Напряжения в узловых точках сети электрической системы в той или иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реактивной мощности как по системе, так и по отдельным ее районам.

Необходимость в оценке баланса реактивной мощности возникает прежде всего при проектировании подсистемы регулирования напряжения — реактивной мощности АСУДУ (автоматизированной системы диспетчерского управления).

В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электростанций, изменениях схемы сети.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (∑Qг > ∑Qп), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (∑Qг

В дефицитных по активной мощности энергосистемах уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активная мощность передается в такие системы из соседних энергосистем, в которых имеется избыток генерируемой мощности.

Обычно энергосистемы дефицитные по активной мощности, дефицитны и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать из соседних энергосистем, а генерировать в компенсирующих устройствах, установленных в данной энергосистеме.