Материал: Лекции полнотью

4

Из анализа графиков отклонений напряжения, изображенных на рис.11.2, видно, что наиболее благоприятные условия работы распределительной сети имеют, место при встречном регулировании напряжения в ЦП. При этом диапазон изменения напряжения в различных пунктах сети может быть получен наименьшим. В связи с этим ПУЭ рекомендуют на шинах ЦП обеспечивать, как правило, встречное регулирование напряжения - в режиме

наибольших нагрузок VЦПНБ 5% и в режиме наименьших нагрузок

VЦПНМ 0% .

Регулирование напряжения может производиться вручную, когда управление регулирующими устройствами осуществляется эксплуатационным персоналом электростанций и подстанций, и автоматически, без участия человека. В современных отечественных и зарубежных, ЭЭС повсеместно совершается переход к автоматизации управления, причем регулирование напряжения становится одной из функций автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергообъектов - электростанций и подстанций, а также автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) различного уровня - сетевого района, предприятия электрических сетей, районных, объединенных и единых энергосистем [4].

АСДУ в электроэнергетике строятся по иерархическому принципу. На нижних уровнях управления (энергообъекты) регулирующие устройства оснащаются системами автоматического регулирования (CAP), которые поддерживают на неизменном уровне или меняют по заданной зависимости величину режимного параметра (напряжение, реактивная мощность) регулирующего устройства. К таким CAP относятся, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) генераторов и синхронных компенсаторов, автоматические регуляторы напряжения трансформаторов (АРНТ). CAP действует на основе информации, измеренной в непосредственной близости от места установки регулирующего устройства, например на основе измерения напряжения на шинах регулирующего устройства, токов в присоединениях к этим шинам. Поэтому CAP осуществляют локальное, местное регулирование напряжения.

Централизованным называется регулирование напряжения с целью достижения системного эффекта. Оно осуществляется координацией действия локальных CAP .

«Локальное» и «централизованное» регулирование относительны и определяются уровнем управления в иерархической системе. Так, централизованное управление на конкретном энергообъекте или в конкретной распределительной сети будет локальным с точки зрения районной энергосистемы.

Следует отметить, что регулирование напряжения на верхних иерархических уровнях АСДУ связано с централизацией сбора информации от

5

энергообъектов, удаленных от диспетчерского центра энергосистемы на значительные расстояния. Сложности сбора и обработки информации, а также высокая ответственность решений, принимаемых на верхних уровнях управления, затрудняют внедрение автоматического централизованного регулирования напряжения в пределах районных и объединенных энергосистем.

Сказанное об автоматизации регулирования напряжения иллюстрируется рис.11.3. Там условно показаны устройства регулирования УР (генератор, СК, регулируемая КБ, автотрансформатор с РПН), установленные на энергообъектах. Локальные CAP реагируют на местные режимные параметры и воздействуют на УР. Верхний иерархический уровень управления (АСДУ) осуществляет централизованное регулирование напряжения, воздействуя на CAP. Стрелками показаны направления передачи информации.

Итак, достижение целей регулирования напряжения обеспечивается воздействием на регулирующие устройства в соответствии с определенным законом управления, который указывает, как должен изменяться регулируемый параметр устройства (напряжение, реактивная мощность, коэффициент трансформации) в зависимости от режима ЭЭС. Регулируемые параметры должны изменяться в пределах регулировочного диапазона устройства, определяемого его техническими характеристиками.

11.2. Особенности регулирования напряжения в распределительных сетях низших напряжений

В данном разделе рассматриваются сети городских, сельских, промышленных потребителей (которые в дальнейшем будем называть распреде-

6

лительными сетями - PC), имеющие UHOM 35 кВ. В таких сетях электро-

энергия распределяется от центров питания (ЦП), представляющих собой мощные подстанции энергосистемы.

Распределение электроэнергии, получаемой PC от ЦП, выполняется на двух (трех) ступенях трансформации. Обычно ЦП сооружаются в непосредственной близости или внутри достаточно обособленного района электропотребления - сетевого района. Внутри района распределение производится сначала на напряжениях 6 - 20 кВ (в сельских сетях обладающих большой протяженностью, экономически выгодным оказывается и напряжение 35 кВ). Линии 6 - 20 (35) кВ, воздушные и кабельные, сооружаются от ЦП до подстанций, питающих группы близко расположенных мелких потребителей. Их питание осуществляется через сети низшей ступени напряжения 220-380 В (в сетях промышленных предприятий применяются также напряжения 660 и 127 В, напряжение 127 В применяется в старых городских сетях). Трансформация электроэнергии со ступени 6 - 20 кВ на ступень 220-380 осуществляется распределительными трансформаторами (РТ). Более крупные потребители, имеющие номинальное напряжение 6 - 20 кВ, присоединяются непосредственно к ЦП по индивидуальным линиям.

Сетевые районы, формирующиеся около одного или нескольких близко расположенных ЦП, представляют собой фактически индивидуальные системы электроснабжения отдельных групп потребителей и в этом отношении являются взаимно независимыми единицами низшей иерархической ступени структуры ЭЭС. Взаимная независимость проявляется как в органи- зационно-управленческом смысле (системы электроснабжения могут быть подчинены различным министерствам и ведомствам), так и в режимном отношении - отдельные системы электроснабжения влияют на режим ЭЭС в целом, но практически не влияют на режимы друг друга.

Именно в силу - специфичности их структуры и назначения PC можно выделить в отдельный класс сетей с напряжением до 35 кВ. Однако следует отметить, что внутри этого класса PC обладают большим индивидуальным разнообразием, обусловленным размещением и характером нагрузок, исторически сложившимися условиями развития сетей, экономическими, хозяйственными, демографическими и другими «внешними» по отношению к ЭЭС факторами.

Основная особенность PC - их массовость. Так, в районной энергетической системе средней величины насчитываются десятки тысяч потребительских подстанций с РТ, сотни ЦП, десятки PC. Именно массовость PC приводит к тому, что в общих затратах на развитие и эксплуатацию ЭЭС затраты на сети до 35 кВ составляют существенную долю, хотя стоимость индивидуальной PC намного меньше, чем, например, генерирующих мощностей или системообразующей сети. Требование снижения затрат стоит очень

7

остро и реализуется как при проектировании, так и при эксплуатации PC. Эти требования находят отражение в постановке и решении проблемы регулирования напряжения.

Характеризуя эту проблему, прежде всего отметим, что возможности активного оперативного воздействия на режим напряжений PC оказываются ограниченными. Ограничения возникают из - за ряда взаимосвязанных причин. В PC в силу их массовости предусматриваются наиболее простые и дешевые регулирующие устройства: распределительные трансформаторы без РПН, нерегулируемые конденсаторные батареи. Изменение отпаек РТ может производиться только при снятой нагрузке и практикуется не чаще 1 - 2 раз в год при сезонном ее изменении. Отключение - включение КБ также в большинстве случаев подчиняется сезонным изменениям нагрузки. Применение более дорогих оперативно и автоматически регулируемых устройств часто оказывается нецелесообразным как из - за увеличения затрат, так и из – за отсутствия точной исходной информации о параметрах сетей.

Такая информация может быть получена либо от эксплуатационного персонала, наблюдающего за установленными в PC показывающими и регистрирующими приборами, либо автоматически от устройств телемеханики. Оба способа получения полной информации от тысяч узлов PC представляются нереальными. Из - за необходимости снижения эксплуатационных затрат обслуживающий персонал PC малочисленный, и далеко не всякий сетевой район может позволить себе не только постоянное наблюдение, но даже проведение контрольных замеров - единовременной регистрации по приборам всех режимных параметров на каждой подстанции района. Там, где контрольные замеры проводятся, они дают более или менее достоверную информацию о нагрузках сети при зимнем максимуме и летнем минимуме. Оснащение всех подстанций сетевого района устройствами телеизмерений и телесигнализации потребует, вероятно, неоправданных затрат на устройства телемеханики и каналы связи с диспетчерским пунктом сетевого района. Таким образом, фактических данных о режимах PC на каждый момент времени, в частности о нагрузках сети, задающих ее режим, мы не имеем. Более или менее достоверные данные имеются лишь о максимальной и минимальной нагрузке каждого узла и PC в целом.

При такой ситуации оперативное управление режимом напряжений PC сосредоточивается в ЦП, который влияет на режим напряжений всей присоединенной к нему сети. В этом смысле оно является централизованным. Необходимость регулирования напряжения у отдельных потребителей (их групп), или местного регулирования, возникает тогда, когда регулирование в ЦП не позволяет обеспечить требуемый режим напряжений во всей сети. Местное регулирование удорожает PC, и поэтому его применение должно быть обосновано.