Разработка и исследование способа регулирования напряжения на шинах нагрузки компенсацией реактивной мощности

Разделы 4
ВВЕДЕНИЕ 8
1 ГЛАВА. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ. 11
1.1 Регулирование напряжения и реактивной мощности в электрических сетях. 11
1.2 Системы автоматического управления напряжением и реактивной мощностью. 14
1.3 Объектовые системы регулирования напряжения и реактивной 16
мощности. 16
1.3.1 Традиционные системы регулирования напряжения 17
1.3.2 Многосвязные системы регулирования напряжения 17
1.3.3 Системы регулирования на основе нечеткой логики Представление объекта управления 18
2 ГЛАВА. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБА И СТРУКТУРЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ. 19
2.1 Средства регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности 19
2.1.1 Шунтирующие реакторы 20
2.1.2 Управляемые шунтирующие реакторы 21
2.1.2.1 Управляемый шунтирующий реактор на основе тиристорно- реакторных групп (УШРТ) 22
2.1.2.2 Управляемый шунтирующий реактор на основе вакуумно-реакторных групп (УШРВ) 23
2.1.2.3 Управляемые реакторы с подмагничиванием постоянным током (УШРП) 24
2.1.3 Статические тиристорные компенсаторы 26
2.1.4 Устройства типа СТАТКОМ 28
2.1.5 Синхронные компенсаторы 29
2.1.6 Асинхронизированные компенсаторы 30
2.1.7 Устройства РПН 32
3 ГЛАВА. РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ КОМПЛЕКСОМ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 34
4 ГЛАВА. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ КОМПЛЕКСОМ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 43
СПИСОК ЛИТЕРАТУР 44

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность темы. Внедрение в практику эксплуатации ЭЭС принципиально новых средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), таких как: управляемые шунтирующие реакторы, статические тиристорные компенсаторы, устройства типа СТАТКОМ, асинхронизированные синхронные компенсаторы и др., перед оперативным персоналом крупных узловых подстанций возникает целый комплекс задач по согласованному управлению СКРМ для поддержания заданного уровня напряжения, минимизации потерь и обеспечения требуемого качества электроэнергии. Особенно сложным становится решение задач по согласованному управлению комплексом СКРМ, установленным на районном ЭЭС, при изменении режимов работы и состава включенного в работу оборудования электрически близких электросетевых объектов, когда интенсивность влияния СКРМ на уровни напряжения может существенно изменяться.
Известны опытные разработки систем автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности для СВН. К таким разработкам относятся традиционные системы автоматического регулирования, реализующие специальные детерминированные алгоритмы управления, разрабатываемые для каждой конкретной районной ЭЭС, системы управления многосвязными многомерными объектами с универсальными алгоритмами и системы управления с использованием нечеткой логики.
Разработанные системы автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности на районных ЭЭС, не учитывают изменения режимов работы электрически близких электросетевых объектов и в определенных режимах могут не обеспечить требуемую скоординированность и согласованность реализации команд оперативно-диспетчерского управления, что повлечет недопустимые отклонения уровней напряжения в системообразующих сетях в процессе регулирования.
Кроме того, разработанные системы автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности не реализуют возможность снижения потерь электроэнергии и повышения ее качества за счет обоснованного выбора состава средств компенсации реактивной мощности, привлекаемых в процессе автоматического регулирования, из комплекса СКРМ.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Регулирование напряжения и реактивной мощности в электрических сетях.

В настоящее время контроль и регулирование напряжения осуществляется различными звеньями оперативного управления: диспетчерами СО ЕЭС, диспетчерами ОДУ, диспетчерами РДУ и ЦУС, а также дежурными инженерами электростанций.
Диспетчер СО ЕЭС координирует действия подчиненного персонала по выполнению заданных графиков напряжения в контрольных точках основной сети ЕЭС и использованию средств регулирования напряжения, обеспечивая оптимизацию электрического режима.
Диспетчер ОДУ руководит действиями диспетчеров РДУ, ЦУС и оперативного персонала энергообъектов прямого оперативного подчинения по поддержанию надежной схемы основной сети ОЭС, регулированию напряжения и оптимизации электрического режима, а также по подготовке к ожидаемым стихийным явлениям. При этом диспетчер ОДУ принимает решения по осуществлению следующих операций:
¦ коммутацию шунтирующих реакторов (ШР);
¦ коммутацию батарей статических конденсаторов (БСК);
* регулирование загрузки генераторов электростанций по реактивной мощности;
¦ отключение синхронных компенсаторов (СК), работающих в режиме выдачи реактивной мощности, или перевод их в режим потребления реактивной мощности;
отключение ВЛ 500 и 750 кВ с наибольшим стоком реактивной мощности к шинам подстанций, имеющих недопустимо высокий уровень напряжения, при условии, что отключение ВЛ не должно снижать надежности параллельной работы электростанций с ОЭС или энергосистем;
¦ изменение коэффициентов трансформации трансформаторов оснащенных устройствами регулирования под нагрузкой (РПН);
¦ другие предусмотренные действия.

Диспетчер энергосистемы руководит регулированием напряжения в энергосистеме, обеспечивая поддержание напряжения в контрольных точках в соответствии с заданными графиками и указаниями диспетчера ОДУ; принимает меры к поддержанию оптимального электрического режима основной сети.
Старший оперативный персонал электростанций обеспечивает регулирование напряжения на шинах электростанций при оптимальном распределении реактивных мощностей между генераторами.
Старший оперативный персонал электрических сетей обеспечивает поддержание уровней напряжения в центрах питания распределительной сети, обеспечивающих нормальное напряжение у потребителей; регулирует реактивную мощность СКРМ, изменяет положение устройств РПН трансформаторов, включает и отключает конденсаторные батареи в соответствии с требованиями экономичности и качества электроэнергии.
Действия диспетчеров по поддержанию заданных уровней напряжения регламентируются принятыми «Инструкциями по регулированию напряжения на объектах электроэнергетики в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС» для каждого РДУ, а также местными инструкциями предприятий электрических сетей, разработанными на основе «Типовой инструкции по оптимальному управлению потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях энергосистем» РД 34.20.544.
Вместе с тем, до настоящего времени не решены проблемы создания централизованной системы автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности (ЦС АРН), которая бы обеспечила поддержание необходимых уровней напряжения в узлах энергосистем, поддержание в необходимых пределах загрузки генераторов реактивной мощностью, минимизацию потерь электроэнергии при передаче.
Необходимость создания системы автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности обусловлена следующими обстоятельствами.
Переменный характер нагрузки системообразующих сетей ОЭС вызывает значительные изменения уровней напряжения и стоков реактивной мощности в узлах сети в сезонных и суточных интервалах времени.
В ряде случаев в связи с этим диапазоны изменений напряжений выходят за допустимые пределы, а стоки реактивной мощности в турбогенераторы достигают недопустимых величин. В условиях переменной нагрузки энергосистемы для введения в допустимые пределы напряжения на сетевом оборудовании и стоков реактивной мощности в генераторы, для обеспечения нормативного запаса пропускной способности межсистемных и сильно загруженных линий электропередачи, для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах питания распределительных сетей и для снижения потерь активной мощности требуется скоординированное периодическое изменение большого числа уставок по напряжению АРВ синхронных машин и АРН управляемых реакторов и СТК, коэффициентов трансформации трансформаторов связи сетей разных классов напряжения и понижающих трансформаторов в узлах питания распределительных сетей, числа и мест включения шунтирующих реакторов.
В связи с взаимозависимостью электрических режимов электрически близких энергообъектов реализация описанных выше команд управления должна осуществляться скоординировано.
Нескоординированное изменение уставок по напряжению на электрически близких электростанциях приведет к перераспределению реактивной нагрузки между ними, при котором генераторы некоторых из них могут перейти в режим недовозбуждения с недопустимым потреблением реактивной мощности.
Нескоординированное изменение коэффициентов трансформации на электрически близких районных ЭЭС приводит к перераспределению реактивной мощности между сетями разных классов напряжения, при котором уровень напряжения в отдельных узлах этих сетей может выходить за допустимые пределы.
При достаточных регулировочных диапазонах, привлекаемых к регулированию напряжения средств компенсации реактивной мощности и РПН трансформаторов, введение напряжения в узлах сети в допустимые пределы и дальнейшее его поддержание на заданном уровне может осуществляться локально на основе местной информации об электрическом режиме.
Однако, при исчерпании регулировочных диапазонов, а так же для обеспечения нормативных запасов пропускной способности линий электропередач, высвобождения регулировочных диапазонов средств компенсации реактивной мощности и РПН трансформаторов, выбора количества и мест включения шунтирующих реакторов и минимизации потерь в сетях, требуется обработка информации об электрическом режиме, конфигурации сети, составе и состоянии силового оборудования и погодных условиях в масштабе энергосистемы или энергообъединения в целом.
В связи с многофакторностью рассматриваемой задачи управления речевая передача команд в действующей системе оперативно¬диспетчерского управления не может обеспечить требуемую скоординированность их реализации и может приводить к значительным отклонениям уровней напряжения в системообразующих сетях от требуемых значений.
Для решения этой задачи необходима система автоматического регулирования напряжения.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Управление режимами Единой Энергосистемы России: Сборник докладов Открытой Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 45-летию Единой энергетической системы и 80-летию диспетчерского управления в России / Под ред. В.И. Решетова. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 272 стр.
2. Новые технические решения в электрической части подстанций и линий электропередачи: Сборник научных трудов / Под ред. Ю.И. Лыскова. - М.: Энергоатомиздат, 1986.-95 стр.
3. Электротехнический справочник: В 4т. Т.З Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общей ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл.ред. А.И.Попов) - М.: Изд. МЭИ, 2004
4. Кочкин В.И., Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 248 стр.
5. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы: Сборник статей / Под. ред. А.М. Брянцева. - М.: «Знак». 2004. - 264 стр.
6. Ситников В.Ф., Чемоданов В.И., Бобылева Н.В., Адамоков Р.К.
Основные направления развития электроэнергетики России в период до 2020 года // Электрические станции. 2007. №5.
7. Макаровский С.Н., Хвощинская З.Г. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС Росии // Энергетик. 2002. №6.
8. Макаровский С.Н., Рубцов A.A., Тузлукова Е.В., Хвощинская З.Г. Проблемы регулирования напряжения и реактивной мощности в
энергосистемах России. Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы, перспективы., сб. трудов ОАО «Институт
«ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ». -М.:Энергоатомиздат, 2008.
9. Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения. Коллектив авторов. Москва. ОАО «Институт «Энергосетьпроект», 2007 г.
10. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока напряжением 35 - 750 кВ. СТО 153 - 34. 20.122- 2006. Разработан ОАО «Институт «Энергосетьпроект», Москва, 2006 г.

Весь текст будет доступен после покупки