лекции / Лекция №18 2-я редакция

18. Лекция №18

18.1. Централизованное регулирование

напряжения в центрах питания

Центрами питания (ЦП) распределительных электрических сетей могут быть шины генераторного напряжения электростанций или шины низшего напряжения понизительных подстанций.

Напряжение на шинах генераторного напряжения станций регулируется путем изменения тока возбуждения генераторов автоматически с помощью специальных автоматических регуляторов возбуждения (АРВ). Регулирование на шинах низшего напряжения понизительных подстанций может производиться с помощью [1]:

- трансформаторов с РПН (рис.18.1,а);

- синхронных компенсаторов СК (рис.18.2,б);

- линейных регуляторов ЛР (рис.18.3,в).

В случае применения указанных аппаратов (см. рис.18.1,а-б) централизованное регулирование напряжения производится одновременно для всех линий распределительной сети, присоединенных к шинам данного ЦП. Поэтому эти схемы централизованного регулирования могут обеспечить требуемое качество напряжения у электроприемников только в тех случаях, когда к шинам ЦП присоединяются линии распределительной сети, питающие однородных потребителей. Под однородными потребителями понимаются группы электроприемников, для которых графики изменения нагрузок во времени являются практически однотипными.

В случае присоединения к ЦП линий распределительной сети, питающих разнородных потребителей, следует применять так называемые схемы группового централизованного регулирования. При этом линии, присоединенные к ЦП, разделяются на группы в соответствии с характером питаемых ими потребителей. На рис.18.1,г изображена схема такого регулирования, когда линии группы А и линии группы Б присоединяются к разным секциям шин ЦП. Каждая из секций, шин питается отдельным трансформатором с РПН.

При наличии на подстанции только одного трансформатора с РПН схемы группового централизованного регулирования могут быть выполнены, например, в соответствии со схемами, изображенными на рис.18.1, д и е. В этих случаях группа потребителей Б питается от трансформатора без РПН, а централизованное регулирование напряжения для нее осуществляется синхронным компенсатором СК или линейным регулятором ЛР соответственно.

Схемы, изображенные на рис.18.1,г - е, целесообразно использовать в тех случаях, когда мощности нагрузки линий группы А и линий группы Б примерно одинаковы. Если же, например, мощность нагрузки линий группы Б значительно меньше мощности нагрузки линий группы А, то в этом случае целесообразнее применять схему, изображенную на рис.18.1,ж. Здесь основная нагрузка подстанции (линии группы А) обеспечивается централизованным регулированием напряжения от основного трансформатора с РПН, а линии группы Б с меньшей нагрузкой обеспечиваются централизованным регулированием напряжения от дополнительного линейного регулятора ЛР.

Если потребители с неоднородной нагрузкой рассредоточены вдоль различных линий распределительной сети, то на ЦП нельзя или затруднительно разделить эти линии на указанные выше группы. В этих случаях на шинах ЦП следует применять централизованное регулирование напряжения в соответствии с условиями, требуемыми для той группы однородных потребителей, которые имеют наибольшую долю в общей нагрузке линий, присоединенных к данному ЦП. Для обеспечения должного качества напряжения у остальных потребителей, получающих питание от этого ЦП, должны использоваться средства местного регулирования напряжения.

Закон регулирования напряжения в ЦП существенно влияет на режим напряжений в распределительных сетях, присоединенных к ЦП. Для иллюстрации рассмотрим простейшую распределительную сеть одного напряжения, присоединенную к ЦП (рис.18.2,а). Предположим для простоты, что нагрузка равномерно распределена вдоль линии. Обозначим отклонения от номинального напряжения ЦП в режиме наибольших нагрузок и в режиме наименьших нагрузок . Сплошными линиями изобразим графики изменения отклонений от номинального напряжения вдоль линии при наибольших нагрузках, а штриховыми - при наименьших нагрузках. Вертикальной штриховкой покажем наибольшие значения диапазона изменения напряжений от номинального значения, которые имеют место в различных точках данной сети. На рис.18.2 изображены диаграммы режима напряжений в сети для трех случаев:

- при < (рис.18.2,б);

- при == (рис.18.2,в);

- при > (рис.18.2,г).

П оследний случай регулирования напряжения на шинах ЦП условно называется встречным регулированием.

Из анализа графиков отклонений напряжения, изображенных на рис.18.2, видно, что наиболее благоприятные условия работы распределительной сети имеют, место при встречном регулировании напряжения в ЦП. При этом диапазон изменения напряжения в различных пунктах сети может быть получен наименьшим. В связи с этим ПУЭ рекомендуют на шинах ЦП обеспечивать, как правило, встречное регулирование напряжения - в режиме наибольших нагрузок и в режиме наименьших нагрузок [1].

Регулирование напряжения может производиться вручную, когда управление регулирующими устройствами осуществляется эксплуатационным персоналом электростанций и подстанций, и автоматически, без участия человека. В современных отечественных и зарубежных, ЭЭС повсеместно совершается переход к автоматизации управления, причем регулирование напряжения становится одной из функций автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергообъектов - электростанций и подстанций, а также автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) различного уровня - сетевого района, предприятия электрических сетей, районных, объединенных и единых энергосистем [4].

АСДУ в электроэнергетике строятся по иерархическому принципу. На нижних уровнях управления (энергообъекты) регулирующие устройства оснащаются системами автоматического регулирования (CAP), которые поддерживают на неизменном уровне или меняют по заданной зависимости величину режимного параметра (напряжение, реактивная мощность) регулирующего устройства. К таким CAP относятся, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) генераторов и синхронных компенсаторов, автоматические регуляторы напряжения трансформаторов (АРНТ). CAP действует на основе информации, измеренной в непосредственной близости от места установки регулирующего устройства, например на основе измерения напряжения на шинах регулирующего устройства, токов в присоединениях к этим шинам. Поэтому CAP осуществляют локальное, местное регулирование напряжения.

Централизованным называется регулирование напряжения с целью достижения системного эффекта. Оно осуществляется координацией действия локальных CAP [4].

«Локальное» и «централизованное» регулирование относительны и определяются уровнем управления в иерархической системе. Так, централизованное управление на конкретном энергообъекте или в конкретной распределительной сети будет локальным с точки зрения районной энергосистемы.

Следует отметить, что регулирование напряжения на верхних иерархических уровнях АСДУ связано с централизацией сбора информации от энергообъектов, удаленных от диспетчерского центра энергосистемы на значительные расстояния. Сложности сбора и обработки информации, а также высокая ответственность решений, принимаемых на верхних уровнях управления, затрудняют внедрение автоматического централизованного регулирования напряжения в пределах районных и объединенных энергосистем.

Сказанное об автоматизации регулирования напряжения иллюстрируется рис.18.3. Там условно показаны устройства регулирования УР (генератор, СК, регулируемая КБ, автотрансформатор с РПН), установленные на энергообъектах. Локальные CAP реагируют на местные режимные параметры и воздействуют на УР. Верхний иерархический уровень управления

(АСДУ) осуществляет централизованное регулирование напряжения, воздействуя на CAP. Стрелками показаны направления передачи информации.

И так, достижение целей регулирования напряжения обеспечивается воздействием на регулирующие устройства в соответствии с определенным законом управления, который указывает, как должен изменяться регулируемый параметр устройства (напряжение, реактивная мощность, коэффициент трансформации) в зависимости от режима ЭЭС. Регулируемые параметры должны изменяться в пределах регулировочного диапазона устройства, определяемого его техническими характеристиками [4].

18.2. Особенности регулирования напряжения в распределительных

сетях низших напряжений

В данном разделе рассматриваются сети городских, сельских, промышленных потребителей (которые в дальнейшем будем называть распределительными сетями - PC), имеющие кВ. В таких сетях электроэнергия распределяется от центров питания (ЦП), представляющих собой мощные подстанции энергосистемы [4].

Распределение электроэнергии, получаемой PC от ЦП, выполняется на двух (трех) ступенях трансформации. Обычно ЦП сооружаются в непосредственной близости или внутри достаточно обособленного района электропотребления - сетевого района. Внутри района распределение производится сначала на напряжениях 6 - 20 кВ (в сельских сетях обладающих большой протяженностью, экономически выгодным оказывается и напряжение 35 кВ). Линии 6 - 20 (35) кВ, воздушные и кабельные, сооружаются от ЦП до подстанций, питающих группы близко расположенных мелких потребителей. Их питание осуществляется через сети низшей ступени напряжения 220-380 В (в сетях промышленных предприятий применяются также напряжения 660 и 127 В, напряжение 127 В применяется в старых городских сетях). Трансформация электроэнергии со ступени 6 - 20 кВ на ступень 220-380 осуществляется распределительными трансформаторами (РТ). Более крупные потребители, имеющие номинальное напряжение 6 - 20 кВ, присоединяются непосредственно к ЦП по индивидуальным линиям.

Сетевые районы, формирующиеся около одного или нескольких близко расположенных ЦП, представляют собой фактически индивидуальные системы электроснабжения отдельных групп потребителей и в этом отношении являются взаимно независимыми единицами низшей иерархической ступени структуры ЭЭС. Взаимная независимость проявляется как в организационно-управленческом смысле (системы электроснабжения могут быть подчинены различным министерствам и ведомствам), так и в режимном отношении - отдельные системы электроснабжения влияют на режим ЭЭС в целом, но практически не влияют на режимы друг друга.

Именно в силу - специфичности их структуры и назначения PC можно выделить в отдельный класс сетей с напряжением до 35 кВ. Однако следует отметить, что внутри этого класса PC обладают большим индивидуальным разнообразием, обусловленным размещением и характером нагрузок, исторически сложившимися условиями развития сетей, экономическими, хозяйственными, демографическими и другими «внешними» по отношению к ЭЭС факторами.

Основная особенность PC - их массовость. Так, в районной энергетической системе средней величины насчитываются десятки тысяч потребительских подстанций с РТ, сотни ЦП, десятки PC. Именно массовость PC приводит к тому, что в общих затратах на развитие и эксплуатацию ЭЭС затраты на сети до 35 кВ составляют существенную долю, хотя стоимость индивидуальной PC намного меньше, чем, например, генерирующих мощностей или системообразующей сети. Требование снижения затрат стоит очень остро и реализуется как при проектировании, так и при эксплуатации PC. Эти требования находят отражение в постановке и решении проблемы регулирования напряжения.

Характеризуя эту проблему, прежде всего отметим, что возможности активного оперативного воздействия на режим напряжений PC оказываются ограниченными. Ограничения возникают из - за ряда взаимосвязанных причин. В PC в силу их массовости предусматриваются наиболее простые и дешевые регулирующие устройства: распределительные трансформаторы без РПН, нерегулируемые конденсаторные батареи. Изменение отпаек РТ может производиться только при снятой нагрузке и практикуется не чаще 1 - 2 раз в год при сезонном ее изменении. Отключение - включение КБ также в большинстве случаев подчиняется сезонным изменениям нагрузки. Применение более дорогих оперативно и автоматически регулируемых устройств часто оказывается нецелесообразным как из - за увеличения затрат, так и из – за отсутствия точной исходной информации о параметрах сетей.

Такая информация может быть получена либо от эксплуатационного персонала, наблюдающего за установленными в PC показывающими и регистрирующими приборами, либо автоматически от устройств телемеханики. Оба способа получения полной информации от тысяч узлов PC представляются нереальными. Из - за необходимости снижения эксплуатационных затрат обслуживающий персонал PC малочисленный, и далеко не всякий сетевой район может позволить себе не только постоянное наблюдение, но даже проведение контрольных замеров - единовременной регистрации по приборам всех режимных параметров на каждой подстанции района. Там, где контрольные замеры проводятся, они дают более или менее достоверную информацию о нагрузках сети при зимнем максимуме и летнем минимуме. Оснащение всех подстанций сетевого района устройствами телеизмерений и телесигнализации потребует, вероятно, неоправданных затрат на устройства телемеханики и каналы связи с диспетчерским пунктом сетевого района. Таким образом, фактических данных о режимах PC на каждый момент времени, в частности о нагрузках сети, задающих ее режим, мы не имеем. Более или менее достоверные данные имеются лишь о максимальной и минимальной нагрузке каждого узла и PC в целом.

При такой ситуации оперативное управление режимом напряжений PC сосредоточивается в ЦП, который влияет на режим напряжений всей присоединенной к нему сети. В этом смысле оно является централизованным. Необходимость регулирования напряжения у отдельных потребителей (их групп), или местного регулирования, возникает тогда, когда регулирование в ЦП не позволяет обеспечить требуемый режим напряжений во всей сети. Местное регулирование удорожает PC, и поэтому его применение должно быть обосновано.

В связи с ограниченными возможностями оперативного регулирования напряжения центр тяжести в решении проблемы регулирования напряжения в PC переносится на задачи проектирования развития сетей и планирования режимов их работы. В идеальном случае PC должна быть спроектирована так, чтобы оптимальный режим напряжений в ней обеспечивался только за счет автоматического регулирования напряжения в ЦП. Однако на практике это далеко не всегда удается.

РC можно рассматривать как индивидуальные системы электроснабжения, работающие в составе ЭЭС и получающие от нее электроэнергию. Границу между ЭЭС и индивидуальной системой электроснабжения целесообразно провести через ЦП последней, причем шины ВН ЦП и регулирующие устройства ЦП (трансформаторы с РПН, генераторы, СК, СТК, КБ системного значения) отнести к ЭЭС, а шины НН - к системе электроснабжения.

В РС расчет режима напряжений можно вести по продольной составляющей падения напряжения - потере напряжения, так как активное сопротивление в PC сопоставимо и превосходит реактивное. Потери напряжения удобно выражать в процентах к номинальному. Поскольку PC имеют преимущественно радиальную разомкнутую структуру, потери напряжения, выраженные в процентах, можно суммировать по участкам сети. С потерями напряжения удобно суммировать добавки напряжения, создаваемые регулирующими устройствами. В результате расчет режима напряжений в PC упрощается.

При проектировании развития PC и их реконструкции комплексно решаются вопросы компенсации реактивной мощности нагрузок, выбора средств регулирования напряжения, их регулировочных диапазонов, ступеней регулирования, мест установки, целесообразности оснащения системами автоматического регулирования.

Одновременно с определением технически необходимого уровня компенсации реактивной мощности должен быть решен вопрос о выбо­ре средств регулирования напряжения.

Дальнейшая разработка варианта развития или модернизации PC в части вопросов регулирования напряжения должна вестись в направлении обеспечения экономичности ее работы. Важное значение имеет при этом оптимизация компенсации реактивной мощности нагрузок.

Установка в PC дополнительных КБ сверх необходимых (рис.18.6) по балансу реактивной мощности обосновывается экономическими соображениями. С одной стороны, уменьшаются потери активной мощности и энергии и, следовательно, затраты на потерянную энергию. С другой стороны, необходимы дополнительные капиталовложения в оборудование, затраты на его эксплуатацию и потери электроэнергии в самих КБ. Оптимизационная задача формулируется следующим образом:

, (18.1)

где - нормативный коэффициент эффективности;

- коэффициент отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание КБ; с - стоимость потерь электроэнергии;

и - потери электроэнергии в КБ и PC; - стоимость КБ.

К эксплуатационным задачам регулирования напряжения в PC относятся задачи, связанные с наиболее полным и. экономичным использованием имеющихся регулирующих устройств. В связи с текущим изменением условий работы электрической сети (изменением нагрузок, оборудования сети, ее параметров и схемы соединений) требуется проводить соответствующие мероприятия, улучшающие режим напряжений. К числу их относятся: изменение коэффициентов трансформации у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов, дополнительная автоматизация уже имеющихся устройств, изменение уставок автоматических регуляторов напряжения и применяемых систем автоматического регулирования напряжения и т.п.

Важное место в эксплуатационных задачах должны занимать вопро­сы оценки качества напряжения. Весьма значительные отклонения от номинального напряжения у электроприемников (10 - 15%) могут считаться допустимыми, если они кратковременны особенно в периоды малых нагрузок. Меньшие отклонения напряжения могут быть менее желательными, даже если они находятся в допустимых пределах, но длительность их значительна и в основном они имеют место в режимах больших нагрузок.