Баланс мощности.
Предварительно в начале проектирования электрических сетей необходимо проверить обеспечение баланса мощности. В § 4-1 указывалось, что обеспечение потребителей электроэнергией с требуемыми показателями качества — отклонениями частоты и напряжения, возможно лишь при наличии резерва мощности. Баланс мощности должен составляться раздельно для активной и реактивной мощности.
Источник питания должен покрыть суммарную активную мощность нагрузки потребителей Рп1 и потери активной мощности в линиях и трансформаторах сети АРс1 во всех характерных режимах, кроме того, должна иметься некоторая резервная мощность Ppes:
(6-21)
Резерв мощности требуется для обеспечения работы данного участка электрической системы с приемлемыми параметрами в послеаварийных рабочих режимах,—при отключении части генераторов, линий и т.п. Потери активной мощности ΔΡοΖ в электрических се тях с двумя—тремя трансформациями электроэнергии могут быть оценены приблизительно в 6—8% суммарной активной мощности нагрузки потребителей.
Уравнение баланса реактивной мощности в общем виде может быть составлено лишь для концентрированных1 электрических систем или для отдельных районов (узлов нагрузки) электрической системы:
(6-22)
где QK.y —мощность КУ, установка которых необходима для обеспечения баланса; Qc— мощность, генерируемая емкостью линий сети; остальные индексы те же, что и у величин в уравнении (6-21).
Для сетей напряжением 110—150 кВ может быть в первом приближении принято, что потери реактивной мощности в линиях равны мощности, генерируемой линиями Qc. Потери реактивной мощности в трансформаторах могут быть оценены по приближенной формуле
(6-23)
где п — число трансформаций электроэнергии; AQт„— относительная величина потерь реактивной мощности в трансформаторах, изменяющаяся в пределах 0,09 — 0,12, в среднем может быть принята A QT.»0,1. Величина необходимого резерва мощности при отсутствии данных может быть принята приближенно равной 0,1 от соответствующей мощности нагрузки потребителей. С учетом вышесказанного из выражения (6-22) может быть определена мощность компенсирующих устройств QK,у (если она необходима) по условию обеспечения баланса реактивной мощности:
(6-24)
где
— коэффициент реактивной мощности, который может быть обеспечен на шинах ИП.
1 Под концентрированными условно понимаются электрические системы, в которых расстояния от электростанций до потребителей электроэнергии относительно невелики. В таких системах располагаемая источниками реактивная мощность может быть - передана к потребителям полностью.
Влияние передачи реактивной мощности на параметры режима и целесообразность ее компенсации.
Как указывалось выше (§ 4-2), реактивная мощность генерируется не только на электростанциях, но и в сети. Источниками ее является емкость линий питающих сетей и КУ, устанавливаемые в сетях и у потребителей. В зависимости от соотношения мощности, вырабатываемой КУ и электростанциями, изменяется величина реактивной мощности, передаваемой по элементам электрических сетей. При этом изменяются и параметры режима сетей.
При увеличении передаваемой по элементу сети реактивной мощности возрастает ток в нем, что требует повышения пропускной способности элемента. Возрастание тока обратно пропорционально коэффициенту мощности нагрузки. Если при cos φ=l принять пропускную способность сети за 100%, то при cos φ=0,9 она должна быть увеличена на 11%, а при cosφ=0,8 — на 25%.
Одновременно увеличиваются потери активной и реактивной мощности, а также потери энергии в сети. Это увеличение обратно пропорционально квадрату коэффициента мощности нагрузки и получается достаточно большим. Если при cosф= 1 принять потери за 100%, то при cosφ=0,95 они увеличатся примерно на 11%, при cosφ.=0,9 — на 24%, при cos φ=0,8 на 56%. В соответствии с этим увеличивается наибольшая нагрузка для всей электрической системы. Увеличение активной нагрузки приводит к необходимости увеличения установленной суммарной мощности на электростанциях, а увеличение реактивной нагрузки — к увеличению суммарной установленной мощности КУ. Увеличение потерь энергии, как уже указывалось, приводит к повышению расхода топлива, т. е. к Дополнительным денежным и материальным затратам.
Кроме того, увеличение передаваемой реактивной мощности связано с увеличением потерь напряжения, которое зависит от соотношения между реактивным X и активным R сопротивлениями данного элемента:
Обычно элементы сети (кроме кабельных линий) обладают сравнительно большими реактивными сопротивлениями. Поэтому увеличение потерь напряжения в рассматриваемых условиях получается достаточно большим. В ряде случаев это обстоятельство может быть нежелательным, например в тех случаях, когда AiUф>Д£/д и для снижения величины Δί/φ приходится принимать специальные, дорогостоящие мероприятия. С другой стороны, указанное обстоятельство позволяет пользоваться изменением значений передаваемой реактивной мощности для целей регулирования напряжения (см. § 4-2).
Таким образом, передача реактивной мощности во многих случаях приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы сети и должна поэтому производиться в ограниченных пределах. В связи с этим возникает задача компенсации реактивной мощности, т. е. уменьшения реактивной мощности нагрузок сети. Этого можно достичь, уменьшая реактивную мощность, потребляемую ЭП, а также путем установки специальных КУ (см. § 1-4).
На промышленных предприятиях около 75% всей реактивной мощности потребляют асинхронные электродвигатели и примерно 20%—трансформаторы.
Асинхронные двигатели при номинальной нагрузке имеют относительно высокий cos φ (примерно 0,85 — 0,9 и выше), зависящий от мощности и типа двигателя. Но в потребляемой двигателями реактивной мощности весьма велик удельный вес реактивной мощности холостого хода. Так, для асинхронных двигателей типов А и АО мощность холостого хода достигает 60—85% реактивной мощности при номинальной нагрузке двигателя. В среднем загрузка двигателей не превышает величины 60—70%, поэтому удельный вес реактивной мощности холостого хода еще более возрастает, что ухудшает cos φ двигателя.
Например, если при номинальной нагрузке Рн двигатель имеет cos φ = 0,85 и потребляемая им реактивная мощность Q„=0,62PH, то при нагрузке 0,5 Рн потребляемая двигателем реактивная мощность примерно равна его активной мощности, что соответствует cos 0,7.
Таким образом, одним из основных мероприятий по естественному улучшению коэффициента мощности асинхронных двигателей является повышение их загрузки. Этого достигают правильным подбором номинальной мощности асинхронных двигателей в соответствии с требуемой для привода рабочих машин.
Весьма благоприятным, если это позволяет технологический процесс, является применение СД, которые работают с cos φ=l, или даже могут генерировать реактивную мощность (в режиме перевозбуждения).
Искусственное повышение коэффициента мощности нагрузки производится с помощью КУ. Минимальная мощность КУ определяется условиями обеспечения баланса мощности (см. выше), а также некоторыми техническими условиями, например необходимостью повысить напряжение в каком-либо пункте и т. л. Необходимость дополнительного повышения коэффициента мощности нагрузки элементов сети, а следовательно, и дополнительной установки КУ, определяется на основании технико-экономических расчетов (см. § 6-2). При этом, с одной стороны, определяется экономический эффект от установки дополнительных КУ, а с другой стороны, учитываются затраты на установку КУ и потери энергии в них.
Выбор типа и местоположения дополнительных КУ производится путем сравнения различных вариантов, которые намечаются на основании общих соображений и опыта проектирования. Уже указывалось, что весьма целесообразно в качестве КУ использовать БК, устанавливаемые в распределительных сетях 6—20 кВ и 380 — 660 в. При снабжении их АРН и соответствующей коммутационной аппаратурой они могут одновременно использоваться и для улучшения режима напряжения у потребителей (см. § 4-2). Кроме того, БК могут устанавливаться непосредственно и в сети более высоких напряжений. В настоящее время эксплуатируются БК суммарной мощностью до 50 Мвар.
Расчеты показывают, что при отсутствии местной станции экономически целесообразно компенсировать не менее 90—95% реактивной мощности в месте ее Потребления. Это означает, что в сети напряжением до 1000 в экономически целесообразно почти полностью компенсировать реактивную мощность нагрузки потребителей, в сетях более высоких напряжений устанавливаемые БК должны компенсировать потери реактивной мощности в соответствующих линиях и трансформаторах.
Принципы распределения реактивной мощности в питающих сетях (более подробно см. (Л. 25, 29]).
Современные питающие сети, как правило, выполняются воздушными и состоят из участков разных номинальных напряжений, которые соединяются трансформаторами или автотрансформаторами. При достаточно большой протяженности они обладают сравнительно большими индуктивными сопротивлениями. Поэтому передача реактивной мощности по такой сети приводит к значительным потерям напряжения.
Это обстоятельство является весьма важным при распределении реактивной мощности по питающей сети. При заданном распределении активной мощности (в основном обусловленном требованиями экономичности работы электростанций в системе) возможности распределения реактивной мощности между источниками оказываются весьма ограниченными. С другой стороны, очевидно, что, изменяя распределение реактивной мощности в питающей сети, можно, как указывалось выше, улучшить режим напряжений.
При оценке эффективности использования тех или иных КУ необходимо учитывать условия работы питающей сети, имеющей соответствующие параметры. Для этого необходимо определять технико-экономические показатели в ветвях сети и в ее узлах. Для ветвей сети следует учитывать изменение потерь активной мощности, а также возможные ограничения по величине напряжений. К таким ограничениям обычно относятся предельные значения повышения напряжений по классу изоляции (см. § 4-1). Технико-экономические показатели для узлов питающей сети в основном определяются условиями регулирования напряжения в соответствующих распределительных сетях. Рассмотрим подробнее основные предельные случаи.
1) На приемных подстанциях питающей сети нет средств для регулирования напряжения. Этот случай характерен для ряда существующих сетей и должен считаться временным. В этих условиях режим напряжений в присоединенных к шинам ЦП распределительных сетях в наибольшей степени зависит от подведенного к ним напряжения. Поэтому допустимое напряжение в рассматриваемых узлах питающей сети в основном определяется техническими требованиями. От выполнения этих требований зависит работа всех ЭП, получающих питание от этих подстанций. Единственным средством обеспечения данных требований является соответствующее распределение реактивной мощности в питающей сети (при установленных рабочих положениях регулировочных ответвлений трансформаторов с ПБВ на приемных подстанциях).
Требования, предъявляемые к режиму напряжений на шинах низшего напряжения приемных подстанций, в рассматриваемых условиях оказываются весьма жесткими. Это значит, что отклонения напряжения на указанных шинах должны быть такими, при которых режим напряжений в распределительной сети в наибольшей мере приближается к технически допустимому. Такое положение будет иметь место до установки дополнительных КУ в распределительной сети или на приемной подстанции.
2) На приемных подстанциях питающей сети имеются регулирующие устройства с достаточно большим регулировочным диапазоном. В этих условиях корректирование режима напряжений путем соответствующего распрёделения реактивной мощности в питающей сети не требуется. Имеющиеся ограничения по напряжению в данном случае не влияют на требования к распределению реактивной мощности в ней. В этих условиях распределение реактивной мощности можно осуществлять по условиям экономичности работы самой питающей сети. Определяющими здесь являются условия минимума потерь активной мощности в этой сети при заданных ограничениях по наибольшему допустимому напряжению и рабочей реактивной мощности источников питания.
Выбор регулирующих устройств при проектировании электрических сетей в значительной степени определяется местными условиями. В то же время существует некоторые основные положения и решения, которые являются общими и могут быть использованы в соответствующих .практических случаях. Они кратко рассмотрены ниже.
Во вновь проектируемых сетях на всех ЦП — шинах низшего напряжения районных подстанций, шинах генераторного напряжения электростанций, должны быть обеспечены возможности автоматического регулирования напряжения. На электростанциях для этой цели должна быть предусмотрена установка автоматических регуляторов возбуждения (АРВ). Понижающие трансформаторы вновь сооружаемых районных подстанций должны быть снабжены устройствами РПН и автоматическими регуляторами напряжения (ЛРН) (рис. 6-13,а).
Рис. 6-13. Принципиальные схемы регулирования напряжения на шинах ЦП.
На существующих подстанциях при проектировании их развития и реконструкции должна предусматриваться установка линейных регуляторов (ЛР) в цепи трансформаторов (рис. 6-13,6). На автотрансформаторах, выпускаемых в настоящее время, устройство РПН предусматривается на стороне обмотки среднего напряжения. Для обеспечения автоматического регулирования напряжения на шинах низшего напряжения подстанций с автотрансформаторами в случае необходимости должна предусматриваться установка дополнительных ЛР, включаемых последовательно с автотрансформаторами (рис. 6-13,в). Все ЛР должны снабжаться АРН.
Схемы, представленные на рис. 6-13,а—в, обеспечивают регулирование на шинах ЦП по требуемому закону, так называемое встречное регулирование напряжения (см. § 4-2), для случая присоединения к ЦП более или менее однородных потребителей. При этом под однородными понимаются потребители, имеющие примерно одинаковый характер изменения графика их нагрузки. В то же время к шинам ЦП часто могут присоединяться и неоднородные потребители. В качестве примера можно указать на трехсменные предприятия с ровным в течение суток графиком нагрузки и осветительно-бытовых потребителей с резко выраженными вечерним максимумом и ночным минимумом нагрузки.
При присоединении к ЦП линий распределительной сети с резко неднородными потребителями в ряде случаев желательно было бы обеспечить для них раздельное или дифференцированное регулирование напряжения. Для этого можно производить разделение этих линий на соответствующие группы (по возможности с одинаковыми графиками нагрузок) и присоединять эти группы, например, к разным шинам подстанции, питаемым различными трансформаторами с РПН (рис. 6->13,г). Однако такое разделение линии не всегда может быть произведено из-за необходимости обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей, а также в соответствии с местными условиями. В этих случаях может потребоваться установка дополнительных ЛР, включаемых в цепи отдельных линий (рис. 6-13,5) или даже для групп линий (рис. 6-43,е). В последнем случае может даже не понадобиться устройство РПН на основном трансформаторе.
Схемы, изображенные на рис. 6-13,г, е, могут быть целесообразными в случае примерно равных мощностей нагрузок неоднородных потребителей. Если же мощность потребителей группы А значительно больше мощности остальных потребителей то могут быть применены, например, схема (рис. 6-13,5) раздельного регулирования на шинах ЦП или комбинированные схемы регулирования на шинах ЦП и местного регулирования (рис. 6-13,дат). В качестве средств местного регулирования могут быть использованы управляемые БК, круп- 15—428
Ные СД, снабженные АРН, а в отдельных случаях и регулируемые РТ с РПН.
На электростанциях и на подстанциях с регулируемыми источниками реактивной мощности (СК) трансформаторы должны иметь устройство РПН, а генераторы или СК — устройства АРВ. При этом обеспечивается раздельное регулирование в соответствии с требуемыми законами изменения напряжения на шинах ЦП и величины реактивной мощности источника.
При наличии нескольких включенных последовательно в сеть автоматических регуляторов — на трансформаторах с РПН, на ЛР, БК, СД и т. п., требуется согласование законов их регулирования. Это может быть обеспечено различными путями, например выбором различных параметров регулирования — напряжения и тока нагрузки, соответствующего подбора выдержек времени регулирующих устройств и т. п.
