Регуляторы частоты вращения турбин. Статические характеристики турбин с регулятором частоты вращения - davaiknam.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
страница 1
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
О построении интеллектуального регулятора частоты синхронного генератора 1 42.69kb.
Bodine Electric Company – недорогие регуляторы частоты вращения электродвигателей... 1 31.37kb.
Опыт эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов турбин ii-й... 1 70.55kb.
Инструкция по эксплуатации г. Подольск 2012 г. Назначение редукторов 1 364.7kb.
Задача №1. (10 баллов) 1 24.11kb.
Принцип действия и управления скоростью вращения ид переменного тока 1 45.94kb.
Доклады Академии наук СССР 1963. Том 151, №3, стр. 532 Астрономия 1 72.75kb.
2. Выбор двигателя. Кинематический расчет привода Определение номинальной... 1 56.99kb.
Пример выполнения ргр определение передаточных функций элементов... 1 123.39kb.
Условные примеры расчета прибыли от использования изобретений, поясняющие... 1 48.85kb.
Регулятор pga 1 72.21kb.
Заседание 1: Новые технологии электросвязи: перспективы и потенциал... 1 156.29kb.
Направления изучения представлений о справедливости 1 202.17kb.

Регуляторы частоты вращения турбин. Статические характеристики турбин с регулятором - страница №1/1


  1. Регуляторы частоты вращения турбин. Статические характеристики турбин с регулятором частоты вращения.

Функциональной схема регулятора частоты вращения турбин

И.П. – измерительный преобразователь;

З.Э. – задающий элемент;

Э.С. – элемент сравнения;

П.У. – преобразовательно-усилительный элемент;

О.С. – элемент обратной связи.


Особенностью регуляторов частоты вращения турбин является необходимость обеспечения весьма значительных усилий для изменения положения регулирующих клапанов паровых турбин или направляющего аппарата гидравлических турбин.

Для решения этой задачи в составе преобразовательно-усилительного элемента (П.У.) используются гидравлические двигатели – сервомоторы.

В качестве элементов, с помощью которых формируется определенный закон управления (И.П., З.Э., Э.С., О.С.) могут использоваться механические, гидравлические и электрические элементы. В зависимости от этого регуляторы частоты вращения принято разделять на три вида: гидромеханические, гидродинамические, электрогидравлические.

Гидравлические усилительные и исполнительные элементы содержат в своем составе гидравлический сервомотор и устройство управления – золотником.

К буксе золотника 1 подводится масло под давлением Pн. В нейтральном исходном положении поршни золотника перекрывают (отсекают) каналы 2, соединяющие буксу золотника с верхней и нижней полостями гидравлического двигателя. положение поршня жестко зафиксировано.

При смещении поршней золотника, например вниз, нижняя полость цилиндра двигателя соединяется с линией давления (давление Pн), а верхняя с линией слива (давление Pс). Поршень двигателя при этом будет перемещаться вверх до тех пор, пока поршни золотника снов не займут нейтральное положение или, пока поршень двигателя не дойдет до своего крайнего положения.



Статические характеристики турбин с регулятором частоты вращения.

Статическая характеристика регулируемой турбины может быть получена из семейства статических характеристик для нерегулируемой турбины, где каждой кривой соответствует определенное положение регулирующих клапанов.



Коэф. статизма:

Коэф. крутизны частотной статической характеристики агрегата:



  1. Статические характеристики нерегулируемой турбины

Вращающий момент ступени паровой турбины при постоянных расходе пара и перепаде энтальпий равен



, (1.33)

где – пусковой момент при ω = 0,



– момент, развиваемый турбиной при постоянном открытии регулирующих клапанов и при номинальной частоте вращения, = 1,

– частота вращения (о.е.).

Выражение (1.33) представим в относительных единицах, приняв за базовую величину



. (1.34)

Частота вращения, при которой называется угонной частотой вращения . Значение может быть определено из уравнения



.

Откуда


. (1.35)

Мощность, развиваемая турбиной,



. (1.36)

Разделив (1.36) на , получим



. (1.37)

Найдем частоту вращения, при которой мощность имеет максимальное значение



,

. (1.38)

Турбины конструируют так, чтобы максимальная мощность была при номинальной частоте вращения, то есть или .

Теперь из (1.34) может быть найдено соотношение между

. (1.39)

На основании (1.35) определим . Подставив (1.39) в (1.34) и (1.35) получим следующие выражения для статических характеристик паровой турбины



, (1.40)

. (1.41)

На рис. 1 приведены статические характеристики паровой турбины для двух значений открытия регулирующих клапанов:

1 – открытие, соответствующее номинальной мощности ,

2 – открытие, соответствующее 80% номинальной мощности .



Рис. 1. Статические характеристики паровой турбины
Следует обратить внимание, что при небольших отклонениях частоты от номинального значения у нерегулируемой турбины (неизменное положение регулирующих клапанов) мощность практически постоянна. Так из (1.41) следует, что, например, при изменении частоты на ±10% мощность снижается на 1%.


  1. Статические характеристики нагрузки и их колическтвенное представление.

Под статическими характеристиками нагрузки понимают зависимость активной и реактивной мощности нагрузки от напряжения и от частоты в семействе установившихся режимов.



Зависимость активной мощности комплексной нагрузки от частоты и напряжения

Зависимость активной мощности комплексной нагрузки от частоты обусловлена наличием в ее составе двигательной нагрузки. Степень зависимости активной мощности двигателей от частоты в свою очередь зависит от крутизны моментно-скоростных характеристик механизмов, вращаемых двигателями.

Активная мощность освещения, дуговых печей и т.п. от частоты практически не зависит. Поэтому на зависимость активной мощности нагрузки от частоты оказывает существенное влияние доля мощности двигательной части от суммарной мощности узла нагрузки.

Зависимость активной мощности комплексной нагрузки от напряжения, напротив, определяется ее статической частью, так как активная мощность, потребляемая асинхронным двигателем, очень слабо зависит от частоты, а активная мощность синхронных двигателей от напряжения вообще не зависит.

Если статическую часть нагрузки представить в виде проводимости , независящей от напряжения, то ее мощность будет зависеть от напряжения во второй степени .

Зависимость реактивной мощности комплексной нагрузки от частоты и напряжения

Характер зависимости реактивной мощности нагрузки от частоты и напряжения в значительной части определяется двигательной частью. Однако существенное влияние на статические характеристики реактивной мощности оказывают влияние также следующие факторы:

- влияние нелинейности характеристик холостого хода не только двигателей, но и трансформаторов;

- изменение возбуждения синхронных двигателей при изменении частоты и напряжения;

- наличие и вид устройств компенсации реактивной мощности;

- существенное изменение (пропорционально квадрату напряжения) зарядной мощности линий.

В отличие от статических характеристик активной мощности характеристики реактивной мощности по частоте и напряжению весьма многообразны и практически не поддаются типизации.

Качественно вид статических характеристик показан на рисунке ниже.




При рассмотрении режимов и расчетов, не связанных с ожиданием больших отклонений частоты и напряжения, статические характеристики могут быть линеаризованы при и . Коэффициент наклона линеаризованных статических характеристик определяется делением относительного изменения мощности на относительное изменение частоты или напряжения. Например, для статической характеристики реактивной мощности по напряжению имеем

где – мощность нагрузки в предшествующем установившемся режиме.

Аналогично определяются коэффициенты наклона и для других характеристик .

Изменение мощности нагрузки при изменении частоты и напряжения в свою очередь также оказывают влияние на параметры режима и это влияние принято называть регулирующим эффектом нагрузки соответственно по частоте и напряжению, а коэффициенты – коэффициентами регулирующего эффекта нагрузки.

При положительных коэффициентах наклона статических характеристик регулирующий эффект оказывает стабилизирующее влияние, то есть при переходе от одного установившегося режима к другому изменение напряжения и частоты будут меньше, чем они были бы при неизменной мощности нагрузок.

Статические характеристики в расчетах установившихся режимов принято описывать полиномами, коэффициенты которых подбираются так, чтобы получить достаточно точное совпадение аналитической характеристики с заданной.



  1. Статическая частотная характеристика электроэнергетической системы.

Реакция энергосистемы на изменение частоты определяется статическими характеристиками всех параллельно работающих агрегатов турбина-генератор и статическими характеристиками активной мощности нагрузки по частоте.

Изменение активной мощности и частоты каждого агрегата связаны между собой следующим образом



(1)

Знак "" в соотношениях (1) означает, что при увеличении частоты мощность агрегата уменьшается и, наоборот, при снижении частоты – увеличивается.

Просуммируем изменения мощности всех генераторов

. (2)

Заменим теперь совокупность параллельно работающих агрегатов одним воображаемым эквивалентным агрегатом с номинальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей всех агрегатов , и с таким коэффициентом крутизны статической характеристики , при котором изменение мощности при том же изменении частоты, что и в (1) будет равно , то есть



. (3)

Из совместного рассмотрения (2) и (3) получаем



. (4)

На значение коэффициента крутизны частотной характеристики системы оказывает влияние и реакция нагрузки на изменение частоты



. (5)

, (6)

, (7)

где – номинальная мощность генераторов системы,



– суммарная мощность нагрузки.

В (6) следует считать отрицательным, так как при и наоборот. Таким образом,



. (8)

, (9)

где – коэффициент резерва.

Результирующий коэффициент крутизны частотной характеристики системы определим как

. (10)


  1. Основные факторы, влияющие на коэффициент крутизны статической частотной характеристики энергосистемы.

Изменение вызывается несколькими факторами.

1.При выходе на границы регулировочного диапазона ( и ) у каких-либо агрегатов их мощность при изменении частоты остается постоянной, то есть для них . При этом, как видно, уменьшается.

2.Вероятность того, что в каких-то режимах часть агрегатов будет работать на ограничении мощности по максимуму гораздо больше, чем на ограничении по минимуму. Поэтому коэффициент крутизны частотной характеристики при повышении частоты будет больше, чем при понижении.

3.Влияние реакции тепловой части электростанций заключается в том, что в начальной стадии процесса после изменения частоты мощность паровых турбин изменяется в соответствии с изменением положения регулирующих клапанов за счет тепла, аккумулированного в паровых объемах, а затем изменение мощности уменьшается из-за недостаточной паропроизводительности котельных агрегатов. Поэтому коэффициент крутизны частотной характеристики генерирующей части энергосистемы, определяемый после реакции тепловой части может быть меньше, чем в начальной стадии процесса.

4.Влияние зоны нечувствительности регуляторов частоты вращения турбин. В исходном режиме рабочая точка () занимает случайное положение относительно границ зоны нечувствительности регулятора каждого отдельного агрегата. Сама зона нечувствительности также является случайно величиной в некотором диапазоне значений.

Если отклонение частоты меньше зоны нечувствительности, то возможно три случая:



Как видно, возможна ситуация, когда один агрегат (первый) изменяет мощность полностью в соответствии со своим коэффициентом крутизны статической характеристики , второй агрегат вообще не изменяет свою мощность , а изменение мощности третьего агрегата меньше того значения, которое имело бы место при отсутствии зоны нечувствительности .

Если отклонение частоты больше зоны нечувствительности регуляторов всех агрегатов, то все они в большей или меньшей степени изменят свою мощность. Поэтому системный коэффициент крутизны частотной характеристики при прочих равных условиях будет больше.

Зависимость действительного значения от отклонения частоты



По оси абсцисс отложено отклонение частоты по отношению к зоне нечувствительности . С ростом отклонения частоты коэффициент крутизны стремится к своему предельному значению . Приведенная на рис.1.24 зависимость справедлива только в том случае, если по мере роста отклонения частоты мощность ни одного из агрегатов не достигает своего максимального или минимального значения, когда .



  1. Механизм управления турбиной, его назначение и характеристики.

Для решения задач управления режимом по частоте и активной мощности (в частности для задач вторичного регулирования) регуляторы частоты вращения снабжаются устройством, которое позволяет дистанционно, с помощью электрического сигнала, изменять заданное значение частоты ωЗ. Это к перемещению характеристики параллельно самой себе. Такое устройство принято называть механизмом управления турбины (МУТ).



Как правило, МУТ выполняется в виде реверсивного электропривода, воздействующего на положение элементов АРЧВ, определяющих заданное значение частоты. При таком выполнении МУТ имеет свойства интегрирующего звена. На рис. иллюстрируется принцип работы МУТ. Как видно после снятия входного сигнала значение ωЗ остается



  1. Общий принцип управления режимом работы по частоте и активной мощности (на примере двух выделенных агрегатов).


При возникновении в энергосистеме небаланса мощности имеет место снижение частоты, которое после окончания процесса регулирования определяется значением суммарного небаланса мощности ΔР и коэффициентом крутизны частотной

характеристики ЭЭС kf, равное:


Мощность каждого из выделенных агрегатов при этом изменится на величину



Новый установившийся режим при частоте f' соответствует мощностям генераторов P'Г1 и P'Г2.

Этот режим соответствует стадии первичного регулирования частоты, а изменение мощности агрегатов на этой стадии принято называть первичной регулирующей мощностью.

Для восстановления прежнего значения частоты f и перераспределении мощности с помощью МУТ осуществляется перемещение характеристики агрегатов, выделенных для реализации этой стадии регулирования, которое принято называть вторичным регулированием. Если для вторичного регулирования в энергосистеме принят один агрегат номер 2, то его характеристика должна быть смещена так, чтобы после окончания вторичного регулирования весь первоначально возникший небаланс был покрыт этим агрегатом при частоте f. Как видно, после окончания вторичного регулирования частоты мощность всех остальных агрегатов восстанавливается до прежнего значения.



  1. Первичное регулирование частоты. Организация участия электростанций в первичном регулировании частоты.

Возьмем энергосистему состоящую из 3-х частей: А, Б, В.

При возникновении в энергосистеме небаланса мощности изменение частоты определится средневзвешенным коэффициентом крутизны частотной характеристики энергосистемы

Изменение частоты

Первоначально возникший небаланс после окончания процесса первичного регулирования будет скомпенсирован изменениями мощности всех частей энергосистемы, равными

Участие частей энергосистемы (изменение их мощности) в первичном регулировании, как видно из, при прочих равных условиях, пропорционально коэффициентам крутизны их статических частотных характеристик.

Если в процессе первичного регулирования будет исчерпан резерв первичной регулирующей мощности в одной из частей, например в части Б, то с этого момента коэффициент крутизны частотной характеристики всей энергосистемы уменьшается, так как в . Новое значение коэффициента крутизны .

Оставшийся нескомпенсированным первоначально возникший небаланс возьмут на себя энергосистемы А и В в соответствии с коэффициентами крутизны их статических частотных характеристик

Сществует:


  • общее первичное регулирование (ОПР), которое осуществляемым всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей.

  • нормированное первичное регулирование (НПР), которое осуществляется выделенными электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.

  1. Регулирование частоты и мощности на тепловых электростанциях.

При изменении задания по мощности паровой Трубины или при изменении частоты, при котором работает регулятор частоты вращения, происходит изменение открытия регулирующих клапанов и соответствующее изменение расхода пара. При этом необходимо учитывать, что постоянные времени элементов, определяющих работу регулятора турбины, значительно меньше, чем постоянная времени изменения производительности котлоагрегата (100с для прямоточных котлов и более 200с для барабанных котлов).

Изменение мощности энергоблока с учетом переходных процессов котельного агрегата иллюстрируется кривыми на рисунке:

Изменение мощности энергоблока при снижении частоты (по оси ординат отложено изменение мощности, отнесенное к полому установившемуся изменению ).

Кривая 3 – зависимости мощности не полностью загруженного энергоблока при быстром снижении частоты.

Эту зависимость можно представить как сумму двух процессов:


  • изменение мощности за счет аккумулированной теплоты (кривая 1);

  • изменение мощности за счет изменения подачи топлива (кривая 2).

Для сравнения приведена кривая 4, которая отображает возможный только теоретически процесс изменения мощности в предположении постоянства давления пара перед турбиной.

На кривой, отображающей изменение мощности турбины (кривая 3), можно выделить четыре характерных участка.



  1. На участке а-б в результате открытие регулирующих клапанов действием АРЧВ мощность быстро возрастает, за счет аккумулированного тепла.

  2. На участке б-в изменение мощности замедляется.

  3. На участке в-г уже начинает проявляется повышение производительности котельного агрегата и мощность практически остается постоянной.

  4. На участке г-д восстанавливается давление и мощность достигает своего установившегося значения.

Таким образом изменение мощности турбины в соответствии с изменением положения регулирующих клапанов реализуется с запаздыванием и только при наличии соответствующей системы регулирования производительности котельного агрегата.

  1. Регулирование частоты и перетоков мощности в объединенных энергосистемах (вторичное регулирование).

Вторичное регулирование частоты должно обеспечить поддержание среднего значения частоты в получасовых интервалах на номинальном уровне с отклонением не более ±0,01 Гц. Также в задачу вторичного регулирования входит автоматического ограничение перетоков (АОП), чтобы не был превышен максимально допустимый переток по ВЛ.

Еще одной задачей, решаемой вторичным регулированием, является автоматическое регулирование перетоков (АРП) и, в частности, поддержания заданного значения сальдо-перетока при номинальной частоте и заданной мощности отдельных электростанций с необходимой точностью.

Общий принцип регулирования частоты и суммарных обменных перетоков мощности заключается в том, что в каждой ОЭС регулирование частоты и мощности осуществляется путем формирования системного параметра регулирования в виде

, (1)

где – отклонение обменного потока мощности от заданного для i-той энергосистемы после стадии первичного регулирования,



– отклонение частоты после стадии первичного регулирования,

– коэффициент регулирования по частоте.

Далее в системе регулирования формируется регулирующее воздействие (задание) на изменение мощности электростанций, выделенных для вторичного регулирования в следующем виде



, (2)

где – коэффициент пропорциональной составляющей (о.е.),



– коэффициент интегральной составляющей (1/с).

Благодаря введению интегральной составляющей регулирование по параметру является астатическим, то есть после окончания процесса регулирования в каждой энергосистеме .

Следовательно, для всего объединения справедлива система уравнений

(3)

Для выявления свойств рассматриваемого метода регулирования следует учесть, что все выделенные ОЭС взаимно связаны между собой, поэтому все изменения перетоков входят в уравнения дважды, но с различными знаками. Это поясняется на примере двух параллельно работающих систем на рис.


Следовательно, . (4)

Далее просуммируем все уравнения системы (3), что с учетом (4) дает



и.

Следовательно, принципиально такой способ формирования регулирующего воздействия обеспечивает точное поддержание частоты и обменного перетока, так как из каждого уравнения системы (3) при следует, что .

Следует обратить внимание, что полученный результат не зависит от значений коэффициентов . Однако это не означает, что они могут приниматься произвольно. Значения этих коэффициентов оказывают влияние на степень участия отдельных ОЭС в регулировании. И если взять эти коэффициенты равными соответственно коэффициентам крутизны частотной статической характеристики каждой энергосистемы, то небаланс будет скомпенсирован той энергосистемой, где он и возник.


  1. Современный организационно-механический регламент управления режимом по частоте и активной мощности.

Основные требования к регулированию режима по частоте и активной мощности (по материалам методических указаний ЦДУ ЕЭС).

1. Частота электрического тока в нормальном режиме работы должна быть номинальной – 50 Гц с отклонениями не более ± 0,05 Гц (нормально допустимые) и кратковременно не более ± 0,2 Гц (максимально допустимые). При этом восстановление отклонений частоты до нормально допустимых должно обеспечиваться за время не более 15 минут.

2. Перетоки мощности в основной сети ЕЭС не должны выходить за пределы установленных допустимых перетоков.

3. Суммарные обменные мощности между отдельными энергосистемами (сальдо перетоков мощности по внешним связям) при номинальной частоте должны соответствовать заданным с необходимой точностью, а внутри отдельных энергосистем мощности электростанций должны соответствовать заданным.

4. При нарушении баланса мощности из-за возмущения, возникающего в какой-либо части энергосистемы, процесс регулирования должен обеспечить переход к условиям нормальной работы с определенной динамикой и определенным участием в регулировании отдельных энергосистем и электростанций.

Выполнение этих требований обеспечивается комплексом технических и организационных мероприятий, среди которых принято выделять три вида регулирования: первичное регулирование, вторичное регулирование, третичное регулирование.



  1. Влияние режима работы тепловой части электростанций на эффективность первичного регулирования частоты.

Режимы работы энергоблока, при которых снижается эффективность первичного регулирования частоты:

  1. Работа энергоблока в режиме поддержания постоянного расхода топлива. В этом случае после окончания переходного процесса мощность блока близка к той, которую вырабатывает агрегат до возмущения (рисунок 3, кривые 2 и 3). При этом коэффициент крутизны статической характеристики с учетом реакции тепловой части .

  2. Работа энергоблока в режиме регулирования "до себя" – РДС. В режиме РДС давление пара перед турбиной поддерживается путем воздействия регулятора "до себя" на регулирующие клапаны Трубины. РДС препятствует изменению мощности Трубины при изменении частоты. Например, при снижении частоты АРЧВ действует на увеличение открытия регулирующих клапанов для повышения мощности Трубины. При этом снижается давление и РДС для восстановления давления действует на закрытие клапанов и мощность блока снижается до первоначальной (кривая 4, рисунок 3).

  3. Работа блока на скользящих параметрах пара при полностью открытых регулирующих клапанах турбины. Мощность блока изменяется не путем изменения открытия регулирующих клапанов, а за счет изменения параметров пара. Если клапаны полностью открыты, то такие блоки не реагируют на снижение частоты. То есть их участие в первичном регулировании частоты не является полноценным (кривая 5, рисунок 3).

Повышение эффективности участия энергоблоков современных тепловых электростанций в первичном регулировании частоты решается с помощью систем регулирования, которые принято называть главными регуляторами котла. Работа этих регуляторов подчинена задаче поддержания давления пара перед турбиной.

рисунок31

1 – без учета котла (с учетом только действия АРЧВ при постоянстве давления пара перед турбиной); 2 – в отсутствие регулирования котла при измени загрузки агрегата или при регулировании на постоянство расхода топлива, агрегат с прямоточным котлом; 4 – агрегат с прямоточным котлом и РДС; 5 – агрегат, работающий на скользящих параметрах при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины; 6 – то же при части (60%) полностью открытых регулирующих клапанах турбины; 7 – агрегат с прямоточным котлом и главным регулятором котла.



  1. Основные соотношения электрических величин для участка электрической сети. Учет особенностей соотношения параметров реальных элементов электрических систем.

Построим для данного участка электрической сети векторную диаграмму:





Из диаграммы можно получить (в масштабе фазных величин):

Выразим токи через трехфазные мощности P1 и Q1 со стороны узла с напряжением U1 и перейдем к масштабу линейных напряжений.




Из соотношений, и векторных диаграмм можно заметить, что соотношение между абсолютными значениями напряжений по концам участка в основном определяется продольной составляющей падения напряжения, то есть можно принять, что U1U2≈∆UПРОД. Поэтому:


В высоковольтных сетях активное сопротивление всегда меньше реактивного. Поэтому в сетях 110 кВ и выше для выявления принципиальных особенностей задачи регулирования напряжения можно не учитывать активное сопротивление.


В этом случае:


Таким образом соотношение между напряжением по концам участка электрической сети определяется в основном потоком реактивной мощности. Справедливо и обратное, что поток реактивной мощности определяется, в основном, различием уровней напряжений по концам участка.

Также можно получить:


Так как в реальных режимах падение напряжения на участке сети должно быть намного меньше абсолютного значения напряжения, то величиной Q1x в знаменателе можно пренебречь, тогда
То есть переток активной мощности определяется в основном фазовым сдвигом напряжений по концам участка. Это обстоятельство при r=0, когда 1 2 P1=P2=P, наглядно также иллюстрируется известной формулой:

  1. Естественные потребители и источники реактивной мощности в электроэнергетических системах. Технические средства для управления режимом по напряжению и реактивной мощности и их основные характеристики.

Свойства реальных элементов электрической части ЭЭС таковы, что при их функционировании создаются магнитные и электрические поля, что проявляется как потребление или выработка реактивной мощности.

Потребление реактивной мощности или иными словами реактивная нагрузка энергосистемы состоит из следующих составляющих:

- токи намагничивания асинхронных двигателей,

- потери реактивной мощности в сопротивлениях рассеивания асинхронных двигателей,

- токи намагничивания силовых трансформаторов,

- потери реактивной мощности в сопротивлениях рассеивания си-

ловых трансформаторов,

- потери реактивной мощности в продольных индуктивных сопротивлениях линий.

Кроме этого в энергосистеме есть естественные источники реактивной мощности. Это – емкости между фазами линий электропередачи (зарядная мощность линии).


Технические средства для управления режимом по U и Q

1. Синхронный компенсатор – это синхронный двигатель, работающий в режиме холостого хода, т.е. без механической нагрузки на валу.

При перевозбуждении синхронный компенсатор генерирует реактивную мощность, при недовозбуждении потребляет реактивную мощность, то есть является реверсивным источником.

2. Шунтирующие реакторы применяются в основном для гашения избыточной реактивной мощности, генерируемой высоковольтными ЛЭП в режиме малых нагрузок. Шунтирующие реакторы (ШР) могут быть неуправляемыми и управляемыми (УШР).

УШР может применяться в комплексе с конденсаторными батареями (КБ), в этом случае можно реализовать реверсивный источник реактивной мощности.

3. Устройство продольной компенсации – в рассечку линии включаются конденсаторные батареи. Сопротивление конденсаторной батареи (ХК) частично

компенсировало индуктивное сопротивление линии.

4. Влиять на уровни напряжения в электрической сети можно, изменяя количество витков в силовых трансформаторах с помощью устройств ПБВ или РПН.

5. Статический тиристорный компенсатор – представляет собой управляемую тиристорами реактивную проводимость. Может выдавать и потреблять Q.

Тиристоры снабжены устройством управления, с помощью которого регулируется момент открытия и закрытия тиристоров. Такое регулирование позволяет изменять время включения реактора в сеть в течение каждого полупериода промышленной частоты. Вследствие этого изменяется действующее значение U на зажимах реактора и развиваемая им мощность.



  1. Регулирование U в системообразующих сетях

Важной является задача регулирования напряжения в системообразующих сетях при наличии сравнительно протяженных линий, связывающих отдельные части энергосистемы.

В режимах максимальных нагрузок приемной части энергосистемы переток активной мощности по линии связи может быть равным натуральной мощности, тогда линия нейтральна в отношении участия в балансе реактивной мощности. Или переток по ВЛ может быть больше натуральной мощности, тогда является потребителем Q. В режиме малых нагрузок ВЛ является источником Q.

В режимах максимальных нагрузок для обеспечения потребности приемной системы в реактивной мощности в принципе могут быть использованы резервы Q передающей системы. В этом случае необходимо обеспечить перепад напряжений по концам линии в пределах допустимого повышения напряжения на передающем конце.

При передаче реактивной мощности возрастают потери активной мощности. Поэтому обеспечение баланса реактивной мощности приемной системы, только за счет передачи из передающей системы может быть нецелесообразным. Поэтому по возможности должны использоваться местные источники реактивной мощности приемной системы. Если при этом резервы реактивной мощности генераторов приемной системы недостаточны, то устанавливаются дополнительные источники, которыми могут быть синхронные компенсаторы, статические конденсаторы, статические управляемые источники реактивной мощности.

В режимах минимальных нагрузок избыточная реактивная мощность линии близка к максимальной. В таких режимах возможно повышения напряжения выше максимально допустимых.

Возможности поглощения избыточной реактивной мощности генераторами и синхронными компенсаторами передающей и приемной системы могут быть ограничены. У генераторов ограничение по принимаемой реактивной мощности связаны с нагревом торцевых зон обмотки статора и внутренней устойчивостью.

Дальнейшая компенсация избыточной реактивной мощности осуществляется шунтирующими реакторами, которые стремятся разместить по возможности равномерно вдоль линии.

Безусловно, между двумя крайними режимами максимальных и минимальных нагрузок возможны промежуточные режимы. Поэтому весьма желательно, чтобы источники или потребители реактивной мощности были плавнорегулируемыми. Это создает возможность реализации автоматического управления.


  1. Регулирование U в распределительных сетях

Задача регулирования U в распределительных сетях – поддержание у потребителей уровней напряжения в допустимых пределах, определяемых нормативными документами.

Регулирование напряжения в центре питания

В зависимости от степени неравномерности графика нагрузки возможны следующие виды регулирования в центре питания:



  • стабилизация напряжений. Такой вариант регулирования возможен в том случае, если неравномерность суточных графиков нагрузки всех видов потребителей невелика.

  • встречное регулирование напряжения. При встречном регулировании напряжение в центре питания регулируется в зависимости от тока нагрузки – в режиме максимальных нагрузок повышается, а в режиме минимальных нагрузок снижается. В качестве средства регулирования в этом случае чаще всего используется изменение коэффициента трансформации трансформаторов узловой подстанции

1 и 1’– напряжение у потребителя в режиме минимальных нагрузок соответственно без регулирования и при встречном регулировании,

2 и 2’ – то же в режиме максимальных нагрузок


Индивидуальное (местное) регулирование напряжения

Изменение коэффициента трансформации на понизительных подстанциях потребителей. Изменяя КТ на Т-1 можно добиться необходимого уровня U для Н1. Но в условиях дефицита реактивной мощности изменение КТ для увеличения напряжения на подстанции Б приводит к увеличению потребления реактивной мощности нагрузкой Н1 в соответствии с ее статической характеристикой. Из-за этого снижается напряжение в центре питания и напряжение на других нагрузках.

Изменение потока реактивной мощности в отдельных участках сети.

Без учета поперечной составляющей:



Компенсация реактивного сопротивления участков сети (продольная компенсация).






Вера — то, ради чего умирают; идеология — то, ради чего убивают. Антони Бенн
ещё >>