Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях в ЭЭС за сколь угодно малый ощутимый для человека промежуток времени, тут же потребляется нагрузками и расходуется па потери при ее передаче. Говорят, что имеет место одновременность процессов выработки и потребления электроэнергии. Упрощенно ЭЭС можно представить в виде совокупности п генераторов электростанций, т нагрузок потребителей и электрической сети, связывающей между собой генераторы и нагрузки посредством ЛЭП и трансформаторов (рис. 4.1).
При этом генераторы в ЭЭС работают параллельно и их суммарная мощность генерации XPv в каждый момент времени равна потребляемой мощности Y.Pn ЭЭС. То же самое можно сказать и для реактивной мощности ZQr и ‘LQ T :
где !/(, и Х? н — суммарные активная и реактивная мощности нагрузок ЭЭС; Х/^н и Х?)сн — суммарные активная и реактивная мощности собственных нужд электростанций; ХДР и I.AO — суммарные активные и реактивные потери мощности в ЭЭС; I.QC — суммарная зарядная мощность ЛЭП.
Уравнения (4.1) и (4.2) представляют так называемый баланс мощностей ЭЭС.
Рассмотрим эквивалентную схему ЭЭС, где эквивалентный генератор вырабатывает суммарную мощность энергосистемы XPV + j’LQ v , передаваемую на приемные шины, с которых питаются.
все нагрузки ЭЭС посредством электрических сетей, включая мощности собственных нужд электростанций (рис. 4.2).
В простейшем случае в этой схеме может быть установлен один реальный генератор, который питает некоторую нагрузку, расположенную в непосредственной близости от генератора.
В установившемся режиме мощности нагрузки представляются их статическими характеристиками по частоте / и напряжению U :
Суммарные мощности потребления в ЭЭС также зависят от / и U:
Следовательно, баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения.
Частота и напряжения в ЭЭС нс могут оставаться постоянными, так как потребление активной и реактивной мощности непрерывно изменяется. ГОСТ-32 144−2013 определяет требования к показателям качества электрической энергии, среди которых основными являются отклонения частоты от номинальной Д f и отрицательное 8Ц_) и положительное 8t/(+) отклонения напряжения:
Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС): эскиз сооружения, ...
... функций быстро вводимого аварийного резерва генерирующей мощности. Гидроаккумулирующие электростанции получили широкое распространение в мире: по ... на пяти насосных станциях этого канала суммарная мощность электрических машин составляет 60 МВт, использование ... нагрузки регулирование режимов «тепловых» изолированных энергосистем; оптимизация работы тепловых (ТЭС) и атомных (АЭС) электростанций, ...
где fm — измеренное значение основной частоты напряжения, Гц;
U,»(+) ~ измеренные значения напряжения, меньшие U0 и большие Uq соответственно, кВ; U0 — напряжение, равное стандартному номинальному напряжению /Уном или согласованному напряжению U c , кВ.
В соответствии с ГОСТ измеренное значение отклонения частоты в так называемых синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала измерения и ±0,4 Гц в течение 100% времени интервала измерения. Для контроля отклонения частоты обычно берется интервал длительностью в одну неделю.
Согласно стандарту организации АО «СО ЕЭС» «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России» в целях обеспечения надежного функционирования ЕЭС и изолированно работающих энергосистем России должны выполняться более жесткие требования к отклонению частоты. Так, например, в первой синхронной зоне ЕЭС России’^ должно быть обеспечено поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00 ± 0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0 ± 0,2) Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00 ± 0,05) Гц за время не более 15 мин.
В отличие от частоты, которая в установившемся режиме одинакова во всех частях энергосистемы, к отклонениям напряжения предъявляются разные требования в зависимости от расположения точки, в которой они измеряются. В общем случае согласно государственному стандарту, отрицательное и положительное отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения. Допустимые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения в точках общего присоединения должны быть установлены сетевой организацией с учетом необходимости выполнения норм ГОСТ-32 144−2013 в точках передачи электрической энергии.
С учетом (4.4) баланс мощностей (4.1) и (4.2) можно переписать так:
Обозначим параметры некоторого исходного режима индексом 0 (ноль), тогда при каких либо малых отклонениях от исходного режима А Рг = 1Рг -1 Р^ и AQr = 1СГ -2?г0 будут иметь место отклонения частоты и напряжения Af = f~fo и &U = U-U0 . При этом уравнения (4.6) и (4.7) можно представить приближенными линеаризованными зависимостями между отклонениями параметров (разложение в ряд Тейлора с сохранением только линейных членов):
в которых коэффициенты суть частные производные по частоте и напряжению:
Система уравнений (4.8) определяет связь приращений частоты и напряжения с изменениями генерируемой активной и реактивной мощности.
Обобщенные статические характеристики потребления активной и реактивной мощности для ЭЭС показаны на рис. 4.3.
где as, a v , р f, pL : — углы касательных к оси абсцисс в точках /0 и U0 для соответствующих статических характеристик.
Компенсация реактивной мощности
... реактивную индуктивную мощность нагрузочной или потребляемой, а реактивную ёмкостную мощность генерируемой. Прохождение в электрических сетях реактивных токов обусловливает добавочные потери активной мощности в линиях, трансформаторах, генераторах электростанций, дополнительные потери напряжения, требуют увеличения номинальной мощности ...
Решим систему уравнений (4.8), для этого перепишем ее в матричном виде.
Найдем матрицу, обратную к , и умножим на нее слева обе части уравнения (4.9).
Определитель исходной матрицы.
есть положительная величина, так как а^Ьц> 0, а аи Ьг< 0 (см. рис. 4.3) («https:// «, 22).
В результате имеем.
или.
По данным соотношениям можно увидеть влияние изменений генерируемых мощностей на изменение частоты и напряжения. Пусть Д/^ <0, и для простоты AQ =0. Тогда
И.
откуда следует, что уменьшение E/J приводит к снижению как частоты, так и напряжения.
Пусть теперь AQ < 0, a Af}. = 0. В этом случае.
и.
Отсюда с учетом а , «аи следует, что снижение реактивной мощности в большей степени сказывается на снижении напряжения, чем на изменении частоты.
Таким образом, можно сделать следующие выводы:
-
- при снижении генерируемых мощностей в системе происходят изменения как частоты, так и напряжения;
- снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению и частоты, и напряжения;
- снижение генерируемой реактивной мощности приводит к уменьшению напряжения и незначительному повышению частоты.
Физически повышение частоты при снижении генерируемой реактивной мощности можно объяснить снижением потерь активной мощности в сети, что приводит к уменьшению потребляемой активной мощности в ЭЭС.
Аналогичные выводы можно сделать и для положительных изменений генерируемых мощностей.
В результате можно установить, как воздействовать на режим ЭЭС, чтобы осуществить регулирование частоты и напряжения. Так, регулирование частоты достигается за счет изменения генерируемой активной мощности путем регулирования пуска энергоносителя (пара или воды) в турбину. Так как величина генерируемой активной мощности определяется требованиями по частоте, то для регулирования напряжения используется изменение реактивной мощности, что в свою очередь требует регулирования тока возбуждения синхронного генератора.
Следует отметить, что частота в ЭЭС одинакова во всех ее точках (рассматриваются только установившиеся режимы), а напряжения различны во всех узлах сети, поэтому, говоря о регулировании напряжения, надо иметь в виду какой-либо один определенный узел или группу узлов, в которых требуется одновременно изменять напряжение (увеличивать или уменьшать).
- Первая синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, нормальноработающая с энергосистемами стран СНГ и Балтии, включающая в себявес объединенные энергосистемы, кроме объединенной системы Востока.
- Точка передачи электрической энергии — точка электрической сети, находящаяся на линии раздела объектов электроэнергетики между владельцами попризнаку собственности или владения на ином предусмотренном законами основании, определенная в процессе технологического присоединения.
