Для регулирования напряжения и управления потоками мощности в замкнутых сетях используют трансформаторы с продольно-поперечным либо только с продольным регулированием. Обычные трансформаторы и автотрансформаторы, имеющие ответвления, являются трансформаторами с продольным регулированием.
Для каждого замкнутого контура, содержащего несколько трансформаторов, по методу обобщенных контурных уравнений можно записать
, (1.6.1)
где UO - напряжение опорного узла; - мощность, протекающая по i-му участку замкнутого контура; - сопротивление i-гo участка, приведенное к напряжению опорного узла; т - число участков, входящих в контур.
Произведение коэффициентов трансформации
,
где , , , . . . - коэффициенты трансформации всех ветвей, входящих в
контур, вычисленные по направлению обхода контура; если в ветви нет трансформатора, то = 1.
произведение П будет влиять также на падения напряжения и соответственно на напряжения в узлах системы.
Задача заключается в том, чтобы из множества сочетаний коэффициентов трансформации трансформаторов, включенных в замкнутые контуры, найти такое, которое соответствовало бы наименьшим потерям мощности и обеспечивало хорошее качество напряжения. Поэтому при оптимизации КТ для данного режима системы в качестве целевой функции примем суммарные потери мощности в системообразующей сети
Р(n) = Р (n1, n2,..., nj..., nm), (1.6.2)
где nj - КТ на j-м трансформаторе; т - число трансформаторов, включенных в замкнутые контуры.
Минимум этой функции должен отыскиваться при следующих ограничениях:
Ui MИН Ui Ui MАКС;
UiUiТ; (1.6.3)
Ik Iк доп,
где Ui - напряжение в i-м узле энергосистемы; Ui MИН, Ui MАКС - минимально и максимально допустимые напряжения в i-м узле, при которых обеспечиваются заданные режимы напряжения на вторичных шинах подстанций; Ui - отклонение напряжения в i-м узле нагрузки от номинального напряжения рабочего ответвления трансформатора; UiT - допустимое превышение номинального напряжения рабочего ответвления на трансформаторе; Ik - ток на к-м участке сети; Iк доп - допустимый ток по нагреву на k-м участке сети.
В нормальном режиме энергосистемы регулированию подлежат в основном отклонения частоты, обусловленные изменением состава и мощности потребителей. Эти изменения мощности в течение суток составляют 20...50 %. Весьма важно знать максимальную скорость изменения нагрузки, которая достигает 1...3 % в минуту и 5... 15 % в час.
Для регулирования частоты турбины электростанций снабжают регуляторами скорости. Регулировочная способность турбин определяется характеристиками регуляторов скорости. Характеристики бывают астатические (рис. 12.9, а) и статические (рис. 12.9, б).
Рис. 1.6.1 Характеристики регуляторов скорости: а – астатическая; б – статическая
Принцип регулирования заключается в том, что при изменении частоты мощность турбины соответственно изменяется так, чтобы восстановить прежнюю частоту. Например, при снижении частоты fном доf1 (рис. 1.6.1, б) происходит автоматический набор нагрузки с Р0 до Р1. При дальнейшем снижении частоты мощность генератора будет расти до тех пор, пока не станет равной номинальной Рном.
Наклон характеристики выражают крутизной. С увеличением крутизны статическая характеристика превращается в астатическую. При малейшем отклонении частоты турбины с астатическими характеристиками могут набирать сразу номинальную нагрузку, что обеспечивает быстрое регулирование. Однако при параллельной работе нескольких генераторов астатические характеристики непригодны, так как не обеспечивают однозначного устойчивого распределения нагрузки между станциями. Поэтому в энергосистемах применяют, как правило, турбины со статическими характеристиками.
При выполнении регуляторов скорости турбин со статическими характеристиками первичное регулирование частоты не обеспечивает поддержание номинальной частоты в системе. Поэтому дополнительно применяют вторичное регулирование. Оно заключается в смещении характеристик регуляторов скорости турбин параллельно самим себе. Вторичное регулирование может осуществляться вручную или автоматически.
Рис. 1.6.2 Совместное первичное и вторичное регулирование частоты
Рассмотрим совместный процесс первичного и вторичного регулирования частоты. Пусть известны усредненная характеристика регуляторов скорости генераторов системы Pг0 и статическая характеристика нагрузки Рн0 (рис. 1.6.2). В точке 0 имеется равновесие генерируемой и потребляемой мощностей при частоте fН .
Пусть произошел рост нагрузки потребителей в соответствии с суточным графиком нагрузки, характеризующийся переходом из точки 0 в точку 1 (рис. 1.6.1). На рис. 1.6.2 это изменение соответствует новому положению Рн статической характеристики нагрузки, по которой потребляемая мощность при номинальной частоте будет определяться точкой 1. Если на турбинах электростанций отсутствуют первичные регуляторы скорости, то при росте нагрузки потребителей мощность генераторов Рг останется неизменной, произойдет первичное регулиование частоты за счет изменения мощности нагрузки по ее новой статической характеристике Рн и частота снизится до величины f1 соответствующей точке 2 на пересечении новой характеристики нагрузки и прежней мощности генераторов.
При включенных регуляторах скорости генераторы наберут часть нагрузки, и пересечение характеристик РГО и Рн окажется в точке 3, а частота станет f2, причем f1 < f2 < fном. Наконец, при наличии регуляторов вторичного регулирования характеристика генераторов РГО будет смещаться до тех пор, пока частота не станет равной номинальной fном (точка 1, характеристика Р ГО-В результате весь прирост нагрузки Р примут на себя генераторы станций.
Для выполнения вторичного регулирования частоты в системе обычно выделяют одну или несколько станций, а все остальные станции получают задание
поддерживать постоянную нагрузку и участвуют только в процессе первичного регулирования частоты.
1.6.4. Обеспечение резерва мощности.
При проектировании энергосистем или их отдельных звеньев обычно сопоставляется ряд вариантов и выбирается лучший.
Сопоставляемые варианты, как правило, обеспечивают различную степень надежности электроснабжения потребителей. Поэтому сопоставление их возможно лишь при учете в расчетных затратах математического ожидания народнохозяйственного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.
Для определения математического ожидания ущерба необходимы:
1) достоверные данные об ожидаемой аварийности
элементов энергосистем;
2) достоверные данные об ущербах от перерывов
электроснабжения потребителей;
3) достаточно точные методы расчета математического ожидания народнохозяйственного ущерба для рассчитываемой схемы.
Совершенно очевидно, что суммарная установленная мощность генераторов в энергосистеме должна быть больше мощности прогнозируемой нагрузки. При равенстве указанных мощностей любое отклонение мощности как генераторов в сторону снижения, так и нагрузки в сторону увеличения привело бы к дефициту мощности и недоотпуску электроэнергии. Так как такие отклонения практически постоянно имеют место в большей или меньшей степени, то народнохозяйственный ущерб у потребителей, обусловленный недоотпуском электроэнергии, был бы весьма велик. Увеличение установленной мощности генераторов в энергосистеме по сравнению с нагрузкой, т. е. создание в системе резерва активной мощности, приведет, с одной стороны, к снижению народнохозяйственного ущерба от перерывов электроснабжения, а с другой стороны, потребует затрат на сооружение и эксплуатацию дополнительной генерирующей мощности на электростанциях. Экономически наивыгоднейшей величиной резерва можно приближенно считать величину, соответствующую минимуму суммы затрат на дополнительную мощность электростанций и народнохозяйственного ущерба (рис. 1.6.3).
Рис. 1.6.3. К определению оптимальной величины резерва мощности.
3 — затраты на резервную мощность; У — математическое ожидание ущерба от перерывов электроснабжения.
При этом учитываются аварийные и плановые простои агрегатов системы, суточные графики нагрузки для рабочих дней отдельных периодов года, а так же ее нерегулярные колебания.
Рис. 1.6.4. Схемы линий электропередачи.
а — блочная: б —связанная.
Снижение надежности любого звена энергосистемы, участвующего в производстве электроэнергии или передаче ее в систему, всегда приводит к увеличению вероятности появления мощности в системе (части системы). Сказанное можно пояснить, сопоставляя схемы электропередачи от станции в систему (рис. 1.6.4) — блочную и связанную. В блочной схеме электропередачи отключение каждой из цепей линии приведет к отключению половины станции. В связанной схеме этого не будет, если пропускная способность одной цепи достаточна для передачи поляной мощности станции.
Однако и при применении более надежной схемы электропередачи — связанной — в энергосистеме всегда имеется определенная вероятность появления дефицита мощности, обусловленная аварийными простоями и плановыми ремонтами агрегатов системы, отклонениями нагрузок от прогнозируемых и т. д. Переход от связанной схемы электропередачи к блочной схеме всегда, даже при малой мощности блока по отношению к мощности приемной системы, приведет к повышению вероятности дефицита мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям приемной системы. Кроме того, простой блока увеличит загрузку станций приемной системы и вызовет дополнительный расход топлива.
В общем случае, когда выбирается схема присоединения станции к системе, будь то ТЭЦ с местной нагрузкой, ГРЭС или ГЭС, всегда нужно считаться с тем, что менее надежная схема присоединения приведет к повышению вероятности появления дефицита мощности в приемной энергосистеме.