1.6.Однолинейная схема распределения электроэнергии.

Однолинейная схема коммутации ГРЩ обеспечивает:

- параллельную и раздельную работу генераторов на свои секции сборных шин;

- питание через трансформаторы секции потребителей при выключении любого из генераторов;

- питание с берега;

- связь ГРЩ с аварийным распределительным щитом.

Схема включает в себя следующие элементы:

- сборные шины ГРЩ, разделенные на секции генераторы;

- генераторные кабели со своими автоматическими воздушными выключателями (АВВ);

- секционные АВВ либо разъединители;

- перемычки с переключателями;

- трансформаторы 380/220;

- фидер берегового питания;

- фидер, связывающий ГРЩ с аварийным распределительным щитом;

- аварийный распределительный щит с секциями 380 и 220 В и потребителями, получающими питание от него согласно Правилам Регистра;

- контакторы, отключающие секции малоответственных потребителей.

1.7.Система регулирования, напряжения, описание их работы, оценка точности Регулирование напряжения генераторами станций

Все генераторы электростанций оборудованы устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ). Генератор вырабатывает номинальную активную мощность при отклонениях напряжения от номинального не более ±5%. При больших отклонениях мощность генератора должна быть снижена, по этой причине пределы регулирования напряжения с помощью генераторов ограничены. В связи с изменяющейся нагрузкой системы все генераторы электростанций работают по заданным графикам генерации активной и реактивной мощности. Условия работы электростанций в системе различны. Это влияет и на возможности регулирования напряжения с помощью генераторов.

При работе электрической станции изолированно ее генераторы, подключенные к шинам ГРУ с присоединенной к ним распределительной сетью (рисунок 1, а) относительно малой протяженности, осуществляют регулирование напряжения изменением возбуждения.

Рисунок 1 – Регулирование напряжения генераторами станции

Это т способ регулирования напряжения на таких станциях является основным средством обеспечения заданного режима напряжения у нагрузок. Пределы регулирования напряжения изменением возбуждения допускаются не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок. При наличии сети высокого напряжения трансформаторы связи генераторов с РУВН предпочтительнее иметь с РПН.

При работе в блоках с трансформаторами связи (рисунок 1, б) генераторы непосредственно не связаны с распределительными сетями генераторного напряжения, а нагрузка собственных нужд обычно питается через трансформаторы с РПН. Эти условия позволяют использовать полностью предел изменения напряжения на блочных генераторах от -5% до + 10% относительно номинального. Трансформаторы связи в блочных схемах применяются без РПН.

На электростанциях, объединенных в энергетическую систему (рисунок 1, в), изменения напряжений должны осуществляться согласованно по графику, т. к. изменение напряжения даже у одной из станций приведет к перераспределению выработки реактивной мощности всех станций системы. Это условие ограничивает возможности регулирования напряжения в отдельных районах системы, поэтому в мощных системах регулирование напряжения только генераторами станций не является достаточным и требует дополнительных средств.

Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации трансформаторов

Для регулирования напряжения с помощью трансформаторов необходимо иметь возможность изменять соотношение витков обмоток трансформаторов. Это достигается тем, что, помимо основных ответвлений обмоток, предусматривают дополнительные (регулировочные) ответвления. Регулировочные ответвления обычно выполняются на стороне высокого напряжения трансформаторов, так как это значительно облегчает переключа ющее устройство (меньшие токи).

Трансформаторы с переключенном ответвлений без возбуждения (ПБВ) не позволяют регулировать напряжение в течение суток, так как это связано с необходимостью отключения трансформатора для каждого переключения, что по эксплуатационным условиям недопустимо По этой причине ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения (2-3 раза в год). Современные трансформаторы с ПБВ позволяют регулировать напряжение в пределах ±5% с шагом 2,5% от номинального. Устройства ПБВ устанавливаются на трансформаторах мощностью не более 630 кВ-А, Схема одной фазы трансформатора с ПБВ приведена на рисунок 2, а. Требуемый коэффициент трансформации трансформатора устанавливается с помощью переключателя П.

Рисунок 2 – Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации

Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение под нагрузкой, т. е без отключения от сети, без перерыва электроснабжения потребителей. Устройства РПН устанавливаются на мощных трансформаторах с напряжением выше 20 кВ. Регулировочные ступени трансфор маторов выполняются на обмотке высшего напряжения со стороны присоединения ее к нейтрали (рисунок 2, б). На этом рисунке обозначено регулирующее устройство РУ, включающее в себя ступень грубой регулировки П и ответвления тонкой регулировки, выбираемые с помощью избирателя И. Пределы регулирования напряжения трансформаторов с РПН составляют от ±10% до ±16% ступенями 1,5... 2,5% от номинального. Приведенная схема одной фазы трансформатора с РПН иллюстрирует лишь принцип регулирования напряжения. Реальные устройства РПН имеют более сложную конструкцию, включающую ряд дополнительных элементов.

Автотрансформаторы осуществляют регулирование напряжения либо за счет ответвлений на обмотке высшего напряжения (со стороны присоединения ее к нейтрали, что облегчает изоляцию переключающего устройства), либо с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения, как показано на рисунок 2, в. В первом случае имеет место связанное регулирование, т. к. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков обмоток высшего и среднего напряжения. Во втором случае регулирование будет независимым, но переключающее устройство должно рассчитываться на номинальный ток, а изоляция на полное напряжение средней обмотки. При такой схеме автотрансформатора регулируется коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжения, а соотношение витков обмоток ВН и НН остается неизменным. В основном автотрансформаторы выпускаются с устройствами РПН на стороне среднего напряжения. Такие автотрансформаторы применяются на большие мощности и высокие напряжения. Диапазон регулирования на стороне среднего напряжения составляет ±12% со ступенями 2% от номинального.

Линейные регуляторы (ЛР), или последовательные регулировочные трансформаторы служат для регулирования напряжения и перераспределения потоков мощности в линиях. Они устанавливаются либо последовательно с нерегулируемыми обмотками трансформаторов, либо непосредственно в линии. На ри с, г показана схема включения ЛР в цепь автотрансформатора. Регулятор содержит регулируемый автотрансформатор РАТ и последовательный трансформатор ПТ, с помощью которого вводится дополнительная ЭДС Едоб в нейтраль обмотки высшего напряжения, чем достигается изменение соотношения напряжений обмоток ВН и СН относительно обмотки НН. Диапазон регулирования ЛР достигает ±15% от номинального. ЛР значительно дороже устройств РПН поэтому их применение ограничено. Существенным достоинством линейных регуляторов является возможность не только продольного регулирования напряжения, но и поперечного (изменением фазы Едоб). Эго свойство ЛР особенно широко используется при регулировании потоков мощности в линиях электропередач. Мощность ЛР достигает 125 MB-А, а уровень напряжения 110 кВ.

Регулирование напряжения с помощью компенсирующих устройств

Потеря напряжения, характеризующая изменение напряжения у потребителей, при пренебрежении поперечной составляющей падения напряжения определяется зависимостью. Регулируя потери напряжения, можно поддерживать требуемый уровень напряжения на шинах потребителей. Одним из эффективных средств регулирования напряжения является изменение реактивной мощности, передаваемой сетью. Реактивная мощность вырабатывается не только генераторами электростанций, но и другими источниками: синхронными компенсаторами (СК), синхронными двигателями (СД), батареями конденсаторов (БК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), тиристорными компенсирующими установками (ТКУ) и др. При наличии источников реактивной мощности, или, как их еще называют, компенсирующих устройств, потери напряжения можно записать в следующем виде:

(1)

где QKу-реактивная мощность, генерируемая или потребляемая компенсирующим устройством, квар, Мвар. Из формулы видно, что потери напряжения можно свести до величины, определяемой лишь потерями напряжения на активном сопротивлении сети, вырабатывая всю реактивную мощность на месте потребления (QKy = Q), либо, наоборот, увеличить их, переведя компенсирующее устройство в режим потребления реактивной мощности.

Синхронный компенсатор – это синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу. В отличие от генератора он не имеет первичного двигателя. СК не может вырабатывать активную мощность, а для покрытия своих механических и электрических потерь он потребляет энергию из сети. При перевозбуждении СК генерирует реактивную мощность в сеть, а при недовозбуждеиии становится потребителем реактивной мощности. Регулирование напряжения с помощью СК осуществляется плавно. Синхронные компенсаторы обычно устанавливают на мощных понижающих подстанциях и включают на шины 6 . . . 10 кВ (рисунок 3, а) или подключают к обмотке НН автотрансформатора либо к компенсационной обмотке трансформатора с РПН.

Синхронный двигатель широко используется в качестве электропривода для рабочих механизмов. Потребляя активную мощность, он одновременно может генерировать реактивную мощность (при перевозбуждении) либо потреблять ее (при недовозбуждении). СД позволяет реализовать плавное, автоматическое регулирование напряжения в местной сети. Стоимость СД высокая, но ниже, чем стоимость асинхронного двигателя такой же мощности совместно с компенсирующим устройством, позволяющим получить эквивалентный эффект регулирования напряжения. Схема подключения СД такая же, как и СК.

высокого напряжения 110 кВ. Наличие переключающего устройства батарей конденсаторов дает возможность ступенчатого регулирования напряжения на шинах потребителей, так как позволяет отключать часть параллельно включенных конденсаторов или всю батарею при снижении нагрузки и включать полностью все конденсаторы при ее максимуме.

Статические источники реактивной мощности (ИРМ, СКУ, СТК и др.) в последние годы получают все большее применение в силу таких их качеств, как отсутствие вращающихся частей, высокое быстродействие, плавность регулирования напряжения и генерируемой реактивной мощности, незначительное влияние на токи к. з. и т. п. Однако их стоимость пока значительно выше, чем стоимость других компенсирующих устройств такой же мощности. Статические компенсирующие установки по принципу работы делят на две группы. К первой группе относят установки, в которых реактивная мощность генерируется статическими конденсаторами и регулируется с помощью быстродействующих тиристорных средств, а ко второй – установки, в которых для генерирования реактивной мощности используется свойство индуктивности аккумулировать энергию в магнитном поле. На рисунке 3, в приведена упрощенная схема тиристорного компенс тора типа ТК, предназначенного для компенсации реактивной мощности с автоматическим поддержанием напряжения или коэффициента мощности. Силовая часть компенсатора содержит два трехфазных управляемых моста, включенных параллельно и замкнутых на обмотки дросселя L. Мосты собраны по схеме независимого инвертора с отсекающими диодами и искусственной емкостной коммутацией. Управление тиристорными мостами осуществляется системой управления

СУ. Современные статические тиристорные компенсаторы, например, серии СТК. выпускаются на мощность до 450 Мвар с номинальным напряжением до 110 кВ. Эти компенсаторы нашли применение в мощных протяженных линиях электропередач, в сетях электроснабжения крупных сталеплавильных печей и для других целей.

Линии электропередачи рассматривают как распределенную емкость, зависящую от ее протяженности, диаметра фазных проводов, их взаимного расположения, расстояния между ними и диэлектрической проницаемости среды Генерируемая ЛЭП реактивная (зарядная) мощность.

(3)

где

b₀ = wС₀

– погонная реактивная проводимость ЛЭП, См/км; С_о – погонная емкость ЛЭП, Ф/км; /-протяженность ЛЭП, км.

Протяженные ЛЭП являются мощными нерегулируемыми источниками реактивной мощности в системе. Эта мощность в основном изменяется за счет ее компенсации с помощью шунтирующих реакторов (поперечная индуктивная компенсация).

В незначительных пределах напряжение можно регулировать изменением активного и реактивного сопротивлений питающей сети. При нескольких параллельно работающих линиях или трансформаторах (рисунок 4, а, б) в часы минимальной нагрузки, когда снижаются потери напряжения, можно отключить одну из линий или трансформатор, что приведет к увеличению потерь напряжения в питающей сети и, следовательно, к понижению напряжения у потребителя.

Рисунок 4 – Регулирование напряжения изменением активного и реактивного сопротивлений питающей сети

Такое регулирование, несмотря на ступенчатость, повышает экономичность передачи, однако его можно использовать только в том случае, если не снижается надежность электроснабжения.

Рисунок 5 – Продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления

Продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления передачи возможна при последовательном включении в линию обратного по знаку емкостного сопротивления (рисунок 5, а), при этом результирующее реактивное сопротивление передачи определится как

Xi = XL – Хс (4)

С учетом формулы (4) при известных параметрах нагрузки напряжение на шинах потребителя до и после компенсации определится зависимостями (для фазных токов и напряжений):

Как видно из векторной диаграммы (рисунок 5, б), при неизменном напряжении на питающем конце линии в случае включения продольной емкостной компенсации напряжение у потребителя будет выше, чем без нее. Это определяется тем, что потери напряжения на реактивном сопротивлении линии в случае компенсации снижаются, т. е.

Включение компенсации (см. рисунок 5, а) осуществляется расшунтированием батареи конденсаторов коммутирующим аппаратом. Степень компенсации на отечественных ЛЭП не превышает 50% (например, ЛЭП Братск – Иркутск имеет степень компенсации 30%).

К недостаткам этого способа регулирования напряжения относятся следующие: увеличение токов к. а. в сети, возможность появления перенапряжений на конденсаторных батареях, появление при толчках нагрузки субгармонических колебаний вплоть до субгармонического резонанса. Выбор средств регулирования напряжения производится обычным путем (как и для сетей других типов) на основании технико-экономического анализа возможных вариантов с учетом графиков изменения нагрузок потребителей. В связи со сравнительно высокой стоимостью трансформаторов малой мощности, регулируемых под нагрузкой, применение их на сетевых потребительских подстанциях обычно оправдывается только при малых значениях допустимой потери напряжения, значительных длинах линий и при неоднородном составе потребителей, питающихся от рассматриваемой линии.

Выбор средств регулирования напряжения должен базироваться на анализе режимов напряжения на шинах центра питания (питающей подстанции или ТЭЦ) и режимов нагрузок линий, отходящих от этого центра.

Для выбора средств регулирования напряжения и места их установки, а также для правильной установки ответвлений у трансформаторов необходимо выявить уровни напряжения в разных точках системы электроснабжения предприятий в разное время суток.

В связи с вышеперечисленным задача выбора мощности КУ должна решаться в тесной взаимосвязи и одновременно с выбором средств регулирования напряжения, определением сечений ЛЭП, числа и мощности трансформаторов, а также пропускной способности других элементов электрической сети. При оптимизации КРМ необходимо применять системный подход к решению задачи, то есть учитывать эффект от КРМ во всей электроэнергетической системе от ИП до ЭП.

При выполнении технического проекта электрических сетей решаются такие вопросы, как выявление мест расположения потребителей энергии, определение нагрузок и их категорий, выбор напряжений сетей и схем их соединения, определение мест расположения подстанций, выбор сечения и марок проводников, определение отклонений и колебаний напряжения у потребителей, выбор средств регулирования напряжения и их размещение в сети, выбор конструкции электросети, требования к строительной части сооружений и их пожарной безопасности.

В связи с тем, что на промышленных предприятиях сети среднего напряжения непротяженные, как правило, выполнены кабелем, допустимая величина потерь напряжения в этих сетях не является ограничивающей по режиму напряжений или параметрам сети.

Для всех расчетных режимов предварительно определяют мощности и токи, протекающие на участках сети от шин ИП (ГПП, ПГВ и др.) до ближайших и удаленных потребителей, технические параметры этих участков, сечения линий, мощности трансформаторов, типы реакторов. Выбор средств регулирования напряжения должен базироваться на анализе режимов напряжения на шинах или режима нагрузок линий, отходящих от этого центра. При определении степени и средств регулирования следует исходить не только из технических, но и из экономических критериев.

Для определения расчетного напряжения следует считать потери напряжения в элементах сети (линиях и трансформаторах) и принять соответствующие меры по регулированию напряжения. Выбор средств регулирования напряжения для конкретной установки должен выполняться в комплексе с электрическими расчетами сети с учетом распределения потерь напряжения в указанных элементах сети.

Отклонения напряжения у потребителей являются следствием изменения режима работы электроприемников, а также изменения режима питающей энергосистемы. Это вызывает необходимость регулирования напряжения для поддержания необходимого уровня при различных режимах. Для выбора средств регулирования напряжения и места их установки, а также для правильной установки ответвлений у трансформаторов необходимо выявить уровни напряжения в разных точках системы электроснабжения предприятий в разное время суток.

Расчеты электрических сетей, регулирование напряжения, компенсация реактивной мощно сти и ограничение токов короткого замыкания выполняются при проектировании схем развития энергосистем и электрических сетей. К ним относятся расчеты установившихся режимов как нормальных, так и послеаварийных, статической и динамической устойчивости, токов короткого замыкания. Расчеты должны дать ответы на вопросы, связанные с выбором схемы сети и параметров ее элементов, определением требований к схемам коммутации узловых пунктов, выбором средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

На основе технико-экономических расчетов и сопоставления вариантов технический проект определяет число и расположение на генеральном плане главных понизительных подстанций (ГПП) и их схемы коммутации. Определяются схема сетей и размещение всех остальных подстанций на территории предприятия, число и мощность понизительных трансформаторов. Выбираются номинальные напряжения сетей, определяются уровни отклонений и колебаний напряжений. Производится выбор средств регулирования напряжений, решаются вопросы повышения коэффициента мощности и основные вопросы управления и защиты в сетях предприятия.