ГЛАВА 10. ОСНОВЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

10.1. ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ

Под режимом работы системы передачи и распределения электроэнергии понимают состояние системы, характеризующееся совокупностью условий и ве­личин, в какой-либо момент времени или на интервале времени. Различают нор­мальные, аварийные, послеаварийные и ремонтные режимы.

Нормальным режимом работы называется режим, при котором обеспечива­ется электроснабжение всех потребителей и качество электрической энергии (ка­чество частоты и качество напряжения) в установленных пределах.

К основным параметрам нормального режима относятся: частота перемен­ного тока в системе; напряжения, токи, потоки активной и реактивной мощности в узлах системы; токи, потоки активной и реактивной мощности в ветвях схемы сети (в линиях и трансформаторах); активные и реактивные мощности электро­станций; реактивные мощности компенсирующих устройств.

Если один или несколько элементов системы отключены для проведения их ремонта, то наступает ремонтный режим. В случае же отключения одного или не­скольких элементов из-за возникших внезапных повреждений система оказывает­ся в состоянии послеаварийного режима.

Нормальные, ремонтные и послеаварийные режимы относятся к устано­вившимся режимам. Они характеризуются достаточно большой продолжительно­стью (часами, сутками, месяцами) и неизменными или медленно изменяющимися параметрами режима. В ремонтных и послеаварийных режимах, так же как и в нормальных режимах, должно обеспечиваться качество электроэнергии в соот­ветствии с нормативами. Вместе с тем, в отличие от нормальных режимов, при возникновении ремонтных и послеаварийных режимов иногда допускают некото­рое ограничение потребителей по мощности.

Аварийные режимы относятся к переходным режимам и характеризуются кратковременностью (доли секунды, несколько секунд). Они возникают при раз­личных повреждениях, например, при коротких замыканиях, при этом параметры режима изменяются быстро и сильно отличаются от параметров установившегося режима.

Регулирование нормальных режимов осуществляется в соответствии с су­точным планом. Если условия функционирования системы изменились по срав­нению с планом, то производится коррекция режима. При этом должны быть удовлетворены условия требуемой надежности электроснабжения потребителей, качества электроэнергии и наибольшей экономичности.

При управлении нормальными режимами обеспечивается производство оперативных переключений, вывод в ремонт и резерв оборудования и ввод его в работу после окончания ремонта, соответствующая настройка релейной защиты и системной автоматики, сбор и обработка информации о работе системы.

Управление нормальными режимами системы передачи и распределения электроэнергии можно условно разделить на:

1) управление режимами для обеспечения надежности электроснабжения;

2) управление напряжением и реактивной мощностью для обеспечения эко­номичности режимов электрических сетей и качества электроэнергии по напря­жению.

Управление режимами для обеспечения надежности включает:

- оперативный контроль параметров режима (перетоков активной мощно­сти, напряжений в основных узлах системы) и принятие мер в случае выхода их за допустимые пределы по условию надежности;

- оценку ожидаемых ремонтных и возможных аварийных режимов, приня­тие мер по корректировке режима, изменению схемы сети, состава включенного оборудования для предотвращения возможных недопустимых послеаварийных режимов;

- ограничение перетоков мощности по транзитным и межсистемным линиям электропередачи.

Управление по напряжению и реактивной мощности включает:

- поддержание напряжения у электроприемников в соответствии с нормами качества электроэнергии;

- обеспечение экономичности режима электрической сети с учетом техниче­ских ограничений по ее элементам.

10.2. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ

Оперативному управлению режимами электрических сетей предшествует планирование режимов. Различают долгосрочное и краткосрочное планирование. Оно осуществляется на различных уровнях диспетчерского управления и нераз­рывно связано с планированием режимов работы электрических станций.

К долгосрочному планированию относится планирование режимов на не­сколько лет, год, квартал, месяц, в зависимости от иерархического уровня при долгосрочном планировании применительно к электросетевой части энергосисте­мы производятся следующие основные работы:

- производится прогнозирование электропотребления и типовых суточных графиков активной нагрузки узлов электрической сети;

- разрабатываются годовые и месячные планы ремонта оборудования;

- разрабатываются режимы на характерные периоды года (зимнего макси­мума нагрузки, летних ремонтов оборудования и т. д.);

- выполняются электрические расчеты режимов и определяются предельно допустимые значения мощности линий электропредачи;

- производится анализ структуры и динамики потерь мощности и электро­энергии, на основании которого намечаются пути снижения потерь;

- рассматриваются вопросы использования средств регулирования напря­жения в наиболее характерных контрольных точках системы и разрабатываются меры по повышению качества напряжения;

- производится выбор нормальных схем электрических соединений сети с учетом ограничений токов короткого замыкания и требований надежности элек­троснабжения;

- устанавливаются оптимальные графики напряжений в центрах питания распределительных сетей;

- выбираются режимы работы компенсирующих устройств.

К краткосрочному планированию относится планирование режимов на не­делю и на сутки. Применительно к электросетевой части энергосистемы подраз­делениями диспетчерского управления решаются следующие задачи:

- осуществляется прогнозирование суточных графиков узлов нагрузки;

- рассматриваются заявки на вывод в ремонт оборудования электрических сетей и на основании их корректируется схема сети;

- выполняются расчеты по оптимизации суточного режима электрической сети;

- осуществляется анализ фактических режимов за прошедшие сутки с целью выявления причин их отклонений от запланированных.

На основании краткосрочного планирования формируется задаваемый ре­жим на сутки, который включает в себя:

- нормальную схему сети;

- разрешенные заявки на вывод в ремонт оборудования;

- суточные графики нагрузки;

- плановые перетоки мощности по межсистемным линиям;

- суточные графики напряжений в контрольных точках;

- допустимые нагрузки по линиям электропередачи.

Для ведения заданного режима в зависимости от иерархического уровня диспетчерского управления используются следующие пути:

- контроль и коррекция перетоков мощности путем изменения мощности электростанций;

- поддержание схемы коммутации электрической сети и текущее управле­ние ею путем организации и осуществления оперативных переключений;

- вывод в ремонт и ввод в работу оборудования в соответствии с разрешен­ными заявками;

- руководство регулированием напряжения;

- принятие предупредительных мер, предотвращаквдих возможные пере­грузки линий, трансформаторов и возможные аварийные состояния;

- ликвидация возникших аварий;

- определение вида и места повреждения линий, направление бригад для устранения повреждений.

Заметим, что многие из перечисленных задач планирования и путей ведения режима непосредственно связаны с режимами работы электростанций, описание которых, однако, выходит за рамки данного курса. Тем не менее, из-за тесной взаимосвязи режимов работы электростанций и электрических сетей обобщенно перечислим основные средства и способы регулирования режимов. К средствам управления и регулирования, оказывающим различные влияние на режимы отно­сятся:

1. Котлоагрегаты, турбогенераторы, гидрогенераторы электростанций с их системами регулирования и вспомогательным технологическим оборудованием.

2. Трансформаторы без регулирования напряжения под нагрузкой (без РПН).

3. Устройства РПН трансформаторов и вольтодобавочных трансформаторов (ВДТ) продольного, поперечного и продольно-поперечного регулирования.

4. Различные компенсирующие устройства: батареи конденсаторов (БК), синхронные компенсаторы (СК), статические тиристорные компенсаторы (СТК), шунтирующие реакторы (ШР) и др.

5. Коммутационные аппараты, прежде всего выключатели, а также выклю­чатели нагрузки, разъединители, отделители, выключатели-включатели и др.

6. Дугогасящие катушки для компенсации емкостных токов в сетях с изоли­рованной нейтралью.

7. Различные устройства автоматического регулирования: возбуждения ге­нераторов (АРВ), напряжения с помощью трансформаторов (АРНТ) и др.

8. Каналы связи (проводные, высокочастотные, радиоканалы), системы те­леизмерения, телесигнализации и телеуправления.

9. Устройства телеуправления мощностью электростанций, выключателями, настройкой релейной защиты и автоматики.

10. Информационно-вычислительные комплексы для сбора, обработки, хра­нения и передачи информации о параметрах оборудования и режимов.

11. Автоматизированные системы управления электростанциями и подстан­циями.

С помощью перечисленных средств возможно использование различных способов регулирования режимов. Рассмотрим кратко основные из них.

1. Управление нагрузкой котлоагрегатов, активной нагрузкой турбо- и гид­рогенераторов. Такое управление позволяет обеспечивать регулирование частоты, оптимизацию расхода топлива на выработку требуемой электроэнергии, поддер­жание заданных перетоков мощности по транзитным и межсистемным линиям.

2. Управление реактивной нагрузкой генераторов электростанций с помо­щью их систем возбуждения. Оно позволяет регулировать напряжение, поддер­живать заданные уровни напряжения в системообразующей сети и в контрольных точках, осуществлять снижение потерь активной мощности за счет оптимизации перетоков реактивной мощности, обеспечивать заданные запасы статической ус­тойчивости.

3. Управление реактивной нагрузкой компенсирующих устройств. Их воз­действие в части регулирования напряжения, снижения потерь активной мощно­сти в сети идентично воздействию реактивной мощности генераторов. Некоторые типы компенсирующих устройств (СК, СТК и др.) также положительно влияют на статическую устойчивость.

4. Управление коэффициентами трансформации трансформаторов. Оно осуществляется с целью обеспечения и регулирования заданных режимов напря­жения. Если трансформаторы выполнены без РПН (что имеет место обычно в сетях 6 - 20 кВ и на ряде электростанций), то регулирование их коэффициентов трансформации, как правило, осуществляется посезонно. При наличии на транс­форматорах РПН регулирование производится при необходимости ежесуточно, в зависимости от изменения нагрузки.

5. Управление потоками активной и реактивной мощности в замкнутых се­тях. Регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов связи замк­нутых сетей различных напряжений и нагрузки источников реактивной мощности приводит к созданию в контурах сети принудительной уравнительной мощности, с помощью которой можно обеспечивать режимы со сниженными потерями ак­тивной мощности.

6. Управление схемой сети. Такое воздействие на режим осуществляется, прежде всего, с целью обеспечения надежности электроснабжения потребителей, включая различные ремонтные режимы, а также повышения экономичности сети и обеспечения качества напряжения.

7. Управление настройкой средств компенсации емкостных токов в сетях с изолированной нейтралью. Необходимость в регулировании настройки дугогасящих катушек возникает при развитии сети, при изменении схемы сети из-за про­изводимых ремонтов или по другим причинам, когда изменяется суммарная дли­на сети, подключенной к трансформатору, в нейтрали которого установлено уст­ройство компенсации емкостных токов.

8. Управление нагрузкой потребителей. Необходимость воздействия на ре­жим работы потребителей обычно возникает в случаях отсутствия в системе ре­зервов мощности или электроэнергии.

9. Управление настройкой релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики. Регулирование осуществляется путем задания (и, при необходи­мости, изменения) уставок АРВ, АРНТ, автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР), выбора уставок и распределе­ния по регионам устройств автоматической частотной разгрузки и др.

Очевидно, что каждый из перечисленных способов регулирования режимов при оперативном управлении энергосистемой или электрической сетью в зависи­мости от ситуации может применяться как самостоятельно, так и в комплексе с другими способами.

На надежность электроснабжения потребителей и качество электрической энергии непосредственное влияние оказывают схемы электрических соединений. При формировании нормальных и ремонтных схем диспетчерским службам раз­личного уровня приходится рассматривать такие вопросы, как пропускная спо­собность линий электропередачи и электрических сетей, оперативные свойства схем, схемные способы ограничения токов короткого замыкания, настройка релейной защиты и автоматики, управления режимами нейтралей трансформаторов и др.

Схемы электрических соединений в нормальных и ремонтных режимах должны обеспечивать:

- надежное электроснабжение потребителей, которое непосредственно свя­зано с пропускной способностью линий электропередачи, сети, сечения сети;

- устойчивость электрических станций, узлов нагрузки и энергосистемы в целом;

- соответствие значений токов короткого замыкания, допустимых для уста­новленного оборудования (выключателей, разъединителей, шин и др.);

- правильность работы противоаварийной и системной автоматики;

- экономическое потокораспределение активных и реактивных мощностей;

- качество электрической энергии в соответствии с требованиями стандарта;

- локализацию возможных аварий с минимальными отключениями потреби­телей и минимальной потерей генерирующих мощностей.

Сети высших напряжений, в которых потокораспределение определяется непосредственно мощностями, выдаваемыми электростанциями, составляют ос­новную (транзитную) сеть энергосистемы. При изменении коммутационного со­стояния основной сети обычно изменяются транзитные потоки мощности. Ос­тальные сети относятся к распределительным. Изменение состояния распредели­тельной сети отражается в основном на показателях электроснабжения потреби­телей, подключенных к данной сети.

Нормальные схемы электрических соединений основной и распределитель­ных сетей разрабатываются соответствующими диспетчерскими службами по ре­зультатам расчетов потокораспределения, токов короткого замыкания, устойчиво­сти, оптимизации, надежности и живучести.

В случае необходимого изменения схемы электрических соединений, а так­же при возникновении изменений схемы из-за аварийного отключения линий, трансформаторов, систем шин и т. п., дежурный диспетчер в соответствии с опе­ративной подчиненностью проверяет новую схему на:

- соответствие релейной защиты и автоматики новому режиму;

- допустимость возможной токовой нагрузки в новом нормальном или послеаварийном режиме на линии и трансформаторы;

- возможность обеспечения статической и динамической устойчивости;

- возможность обеспечения требуемого режима напряжения;

- допустимость токов короткого замыкания и возможность их ограничения;

- возможность создания требуемого режима заземления нейтрали.

В последующих параграфах рассмотрено одно из направлений регулирова­ния систем передачи и распределения электроэнергии, а именно направление, свя­занное с регулированием напряжения.

10. 3. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Формирование принципов регулирования режимов основывается на опре­деленных требованиях к качеству электрической энергии. Такие требования сформулированы в межгосударственном стандарте [60].

Для большинства нормированных показателей качества электроэнергии ус­тановлены нормально допустимые и предельно допустимые значения. При этом за интервал времени измерений не менее 24 ч значения показателя не должны вы­ходить за предельно допустимые значения и с вероятностью 0,95 должны нахо­дится в пределах нормально допустимого значения. Данные требования должны соблюдаться во всех нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах, кроме режимов, обусловленных стихийными бедствиями и непредвиденными ситуация­ми (ураган, землетрясение, наводнение, пожар и т. п.).

Качество электроэнергии характеризуется качеством частоты напряжения переменного тока и качеством напряжения. Для оценки качества частоты уста­новлен один показатель — отклонение частоты, под которым понимают медлен­ные плавные изменения частоты (менее одного процента в секунду) относительно ее номинального значения:

δf=f-f_ном (10.1)

Причина появления отклонения частоты заключается в нарушении баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в электроэнергетической сис­теме. Действующим стандартом [60] установлено нормально допустимое и пре­дельно допустимое значения отклонения частоты соответственно δf_норм=±0,2 Гц и δf_пред=±0,4 Гц

Качество напряжения оценивают несколькими показателями, большинство из которых также характеризуется допустимыми значениями (табл. 10.1). Рас­смотрим основные из них.

Таблица 10.1

Нормы основных показателей качества напряжения

К повсеместно используемым показателям относится отклонение напряже­ния в данной точке сети, под которым понимают медленные плавные изменения напряжения относительно его номинального значения. Они вызываются измене­нием режима работы подключенных к сети потребителей, включением (отключе­нием) дополнительных потребителей и, как следствие, изменением при этом па­дения напряжения в элементах сети. Другая причина появления отклонений на­пряжения заключается в изменении напряжения в центрах питания, т. е. на шинах электростанций или шинах вторичного напряжения понижающих подстанций, к которым присоединены распределительные сети.

Отклонение напряжения влияет на работу как непосредственно электропри­емников, так и элементов электрической сети. Например, такие наиболее распро­страненные электроприемники, как асинхронные электродвигатели, при отклоне­нии напряжения изменяют скорость вращения, что в ряде случаев может приво­дить к изменению производительности механизмов, которые приводятся в движе­ние этими электродвигателями. Отрицательные отклонения напряжения приводят к снижению освещенности, что может быть причиной уменьшения производи­тельности труда на ряде предприятий, требующих зрительного напряжения. От­клонения напряжения влияют на потери холостого хода и нагрузочные потери в трансформаторах и линиях электропередачи, на зарядную мощность линий.

Количественно отклонение напряжения оценивают значением установив­шегося отклонения напряжения:

(10.2)

Действующим стандартом [60] допустимые отклонения напряжения норми­руются на выводах приемников электроэнергии (табл. 10.1), которые могут быть присоединены к сетям до 1000 В, а также непосредственно к сети 6-10 кВ. При этом полагается, что в распределительных сетях 6—110 кВ, в сетях районного и системного значения отклонения напряжении допускаются такими, при которых на выводах электроприемников соблюдаются требования стандарта. Вместе с тем, по условию работы изоляции ограничиваются верхние пределы допустимых от­клонений напряжения, которые равны: при номинальных напряжениях 6—20 кВ — 20 %, 35—220 кВ — 15 %, 330 кВ — 10 %, 500—750 кВ — 5 %. Нижние пре­делы напряжения ограничены условиями статической устойчивости в сетях 110 кВ и выше и возможностью устройств регулирования напряжения.

В условиях эксплуатации невозможно постоянно контролировать отклоне­ния напряжения у каждого электроприемника. Поэтому в системах передачи и распределения электроэнергии устанавливают так называемые контрольные точ­ки, для которых путем расчета устанавливаются допустимые отклонения напря­жения. Если в этих наиболее характерных точках напряжения находятся в допус­тимых пределах, то, значит, у большинства потребителей оно также не выходит за допустимые пределы. Контрольные точки обычно выбираются на шинах вторич­ного напряжения в основных узлах нагрузки, а также на шинах электростанций.

Под колебаниями напряжения понимают резкие кратковременные измене­ния напряжения (со скоростью свыше 1 % в секунду) относительно значения на­пряжения до наступления изменения. Они вызываются внезапными достаточно большими изменениями нагрузки потребителей, например, пусковыми токами электродвигателей. Колебания напряжения в сети появляются также при питании нагрузки с повторно-кратковременным режимом работы, например, сварочных агрегатов (рис. 10.1). При этом из-за изменения тока в сети изменяется падение напряжения и, как следствие, напряжение в узлах сети. Колебания напряжения вызывают мигания ламп и другие нежелательные явления, что в ряде случаев мо­жет приводить к повышенной утомляемости людей, снижению производительно­сти труда и др. Они возникают, как правило, в электрических сетях до 1000 В.

Рис. 10.1. Изменение тока во времени потребителя с повторно-кратковременным режимом работы

Количественно колебания напряжения оцениваются размахом изменения напряжения

(10.3)

где U_i, U_i+1 — значения следующих один за другим экстремумов огибающей ам­плитудных значений напряжения.

Допустимые значения размаха изменения напряжения установлены в зави­симости от частоты его появления. С увеличением частоты изменения напряже­ния допустимое значение размаха уменьшается.

Для оценки колебания напряжения используется также такое понятие как доза фликера, которая характеризуется мерой восприимчивости человека к воз­действию фликера за установленный промежуток времени. При этом под фликером понимается субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения [60].

Несинусоидальность напряжения характеризуется отличием формы кривой напряжения от синусоидальной (рис. 10.2). Ее появление связано с наличием в се­ти нелинейных элементов. К ним относятся все перегруженные электромагнитные устройства (от катушки магнитного пускателя до силового трансформатора), ра­ботающие на нелинейной части кривой намагничивания и потребляющие из сети несинусоидальный ток, а также выпрямительные установки промышленных предприятий, электрифицированного железнодорожного транспорта и других ус­тановок, работающих с другой частотой переменного тока. При наличии несину­соидальности напряжения по элементам сетей протекают токи высших гармоник, которые приводят к ряду отрицательных последствий: дополнительному нагреву проводников линий, генераторов, трансформаторов, двигателей; повреждению силовых конденсаторных батарей, ложным срабатываниям ряда релейных зашит и автоматики и др.

Рис. 10.2. Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения количественно оценивается коэффициен­том искажения синусоидальности кривой напряжения (табл. 10.1) как результат i-го наблюдения по формуле:

(10.4)

где U_(n)i — действующее значение напряжения n-й гармоники для i-гo наблюдения.

Кроме того, нормируется коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения (табл.10.1):

(10.5)

Нормально допустимые значения k_U(n)норм устанавливаются в зависимости от номинального напряжения сети, исполнения сети (трехфазная или однофазная) и номера гармоники (нечетные, в том числе кратные 3 и некратные 3 или четные) (табл. 10.1). Чем выше номинальное напряжение, тем меньше допустимый уро­вень гармоник. Допустимый уровень гармоник находят по формуле:

K_U(n)прел=1,5U_{U(n)норм.}

Несимметрия напряжений характеризуется различием значений напряже­ния в разных фазах. Она обусловлена неравномерным присоединением однофаз­ных электроприемников по фазам и случайным одновременным включением и отключением некоторой части однофазных электроприемников (вероятностная симметрия). В результате подключения неодинаковой нагрузки к разным фазам в какой-то момент времени падения напряжения в фазах оказываются различными. Следствием этого являются различия напряжений фаз в узлах сети (рис. 10.3). Не­симметрия значительна в сетях, имеющих крупные однофазные электроприемни­ки, например, электровозы в сетях с тяговыми подстанциями, а также в сетях до 1000 В с коммунально-бытовой нагрузкой.

Рис. 10.3. Трехфазная система несимметричных напряжений

Несимметрия напряжения вызывает появление токов обратной и нулевой последовательностей. Эти токи создают дополнительные потери мощности в эле­ментах сети (линиях, трансформаторах) и асинхронных электродвигателях, вызы­вая их дополнительный нагрев. Несимметрия нагрузок может приводить к недо­пустимым отклонениям напряжения в отдельных фазах.

Несимметрия напряжений количественно характеризуется следующими по­казателями (табл. 10.1):

- коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последователь­ности при i-м наблюдении

(10.6)

- коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательно­сти при i-м наблюдении

(10.7)

Где U_2(1)i - действующее междуфазное значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении;

U_0(1)i - действующее значение напряжения нулевой последовательности ос­новной частоты; U_ном — номинальное междуфазное напряжение.

Упомянем также некоторые другие показатели качества напряжения.

Провал напряжения — резкое снижение напряжения ниже уровня 0,9U_ном с последующим восстановлением до этого уровня. Причина появления провалов напряжения заключается в электрической сети. Ясно, что продолжительные ко­роткие замыкания недопустимы из-за чрезмерных токов по элементам сети, не­возможности нормального функционирования электроприемников при снижен­ном напряжении. Поэтому провал количественно оценивается длительностью провала напряжения (рис. 10.4):

Δt_п = t_к—t_н, (10.8)

где t_H и t_K— начальный и конечный моменты времени провала напряжения.

Рис. 10.4. Провал напряжения

Нормами [60] устанавливается предельно допустимое значение длительно­сти провала напряжения (табл. 10.1). При этом длительность автоматически уст­раняемого провала напряжения не нормируется и определяется выдержками вре­мени релейной защиты и автоматики.

Глубина провала напряжения (рис. 10.4)

также не нормируется.

Качество напряжения рекомендуется также оценивать импульсным напря­жением, которое связано с грозовыми и коммутационными импульсами, а также коэффициентом временного перенапряжения, оценивающим временные перена­пряжения, возникающие при различных нарушениях в сетях. Предельно допусти­мые значения указанных показателей не нормируются.

10.4. ПОНЯТИЕ О РЕГУЛИРОВАНИИ РЕЖИМОВ ПРОТЯЖЕННЫХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

К протяженным отнесем электропередачи длиной более 300 км, в которых необходим учет распределенности параметров вдоль линии. Такие электропере­дачи сооружают преимущественно для выдачи мощности крупных электростан­ций в систему (рис. 10.5, а) либо для связи двух энергосистем (или двух частей энергосистемы) (рис. 10.5, б). Они могут работать как в режиме односторонней передачи активной мощности, так и в режиме реверса мощности.

Рис. 10.5. Схемы протяженных электропередач: а — для выдачи мощности электростанции; б — для связи двух систем

Обе схемы представляют собой линию электропередачи с двухсторонним питанием, на каждом из концов которой имеются регулирующие напряжение уст­ройства (генераторы электростанций, компенсирующие устройства и т. п.). С по­мощью этих устройств по концам линии могут устанавливаться из каких-то сооб­ражений напряжения U₁ и U₂. При фиксированных напряжениях U₁ и U₂ задача анализа режимов протяженной электропередачи заключается в выяснении режи­мов реактивной мощности и напряжения вдоль длины линии, при изменении пе­редаваемой по линии активной мощности. При этом на режим реактивной мощ­ности линии оказывает влияние состояние зарядной мощности и потерь реактив­ной мощности в ней, а режим реактивной мощности, в свою очередь, влияет на распределение напряжения вдоль линии. Такой анализ режимов позволяет выяв­лять технически допустимые режимы, внутри семейства которых отыскиваются наиболее экономичные.

Получим сначала некоторые соотношения, характеризующие режим пере­дачи активной мощности. Для качественного анализа рассмотрим идеализирован­ную линию без потерь активной мощности, когда активные сопротивление и про­водимость R₀ = 0 и q₀ = 0

(рис. 10.6). Отложим вектор фазного напряжения U_1ф в начале линии по вещественной оси. Под углом φ к нему построим вектор тока I в линии. Разложим его на активную I_а и реактивную I_Р составляющие. Вычтем из вектора U_1ф падение напряжения в сопротивлении X от реактивной составляю­щей тока I_Р (I_РХ I_Р). В результате получим падение напряжения ΔU и вектор фазного напряжения U_2ф в конце линии. Обозначим угол между векторами U_1ф U_2ф через δ. Из векторной диаграммы (рис. 10.6, 6)можно записать:

I_aX = U_2фsinδ.

Отсюда

Рис. 10.6. Линия без потерь: а — схема замещения; б — векторная диаграмма;

в — угловая характеристика мощности

Тогда активная мощность в начале линии

(10.9)

Выражение (10.9) называется угловой характеристикой активной мощно­сти

(рис. 10.6,в).

Из выражения угловой характеристики линии без потерь можно сделать важные

выводы [8]:

1. Передача активной мощности через реактивное индуктивное сопротивле­ние возможна только при наличии расхождения векторов напряжений U₁ и U₂ на угол δ. При этом предел пропускной способности линии получается при δ = 90°:

Угол δ можно изменить на генераторах электростанций, подключенных по концам линии, путем изменения механического вращающегося момента ротора генератора за счет воздействия на мощность турбины регулированием количества энергоносителя, подаваемого в нее. При этом устойчивый стационарный режим генератора возможен только на левой ветви угловой характеристики [24].

2. При индуктивном характере линии передача активной мощности проис­ходит в направлении от конца линии с опережающим вектором напряжения в ко­нец с отстающим вектором напряжения, что следует из векторной диаграммы, приведенной на рис. 10.6, б.

3. Передача активной мощности с одного конца линии в другой может осу­ществляться при любых соотношениях модулей напряжения: U₁ > U₂, U₁ = U₂, U₁ < U₂ (рис. 10.7).

Рис. 10. 7. Варианты возможных соотношений напряжений:

a — U₁ > U₂; б — U ₁= U₂; в — U₁ < U₂

Сделанные выводы справедливы и для воздушных линий при R₀ ≠ 0, g₀ ≠ 0, в которых

Х₀ » R₀ [8].

Продолжим, однако, рассмотрение линии без потерь как линии с распреде­ленными параметрами. В ней связь между режимными параметрами конца линии

U₂, I₂ и параметрами U_x, I_x какой-то точки х линии, удаленной от конца на рас­стояние ℓ_х, описывается уравнениями:

(10.10)

где Z_В - волновое сопротивление(вещественное число); α₀— коэффициент из­менения фазы волны напряжения (тока).

Связь режимных параметров начала и конца линии соответственно выража­ется при ℓ_х = L виде:

(10.11)

Рассмотрим натуральный режим линии, характеризующийся равенством сопротивления нагрузки Z₂ и волнового сопротивления Z_B (рис. 10.8, а). Для него можно записать:

(10.12)

Рис. 10.8. Натуральный режим линии без потерь: а — схема линии с нагрузкой;

б — векторная диаграмма

С учетом (10.12) уравнения (10.10) примут вид:

(10.12)

Направляя U₂ по вещественной оси (U₂ =U₂), из формулы (10.12) полу­чим (U₂ = U₂). Тогда из формул (10.12) получим:

(10.13)

Отсюда можно сформулировать свойства натурального режима работы без потерь:

1. Во всех точках по длине линии напряжения и токи неизменны по моду­лю, что объясняется коэффициентом затухания по амплитуде волны β=0.

2. В каждой точке линии вектор напряжения совпадает с вектором тока, т. к. углы при U₂ и I₂одинаковы, что видно из уравнений (10.13). Отсюда следует, что в любой точке по длине линии реактивная мощность отсутствует и cosφ = 1.

3. Углы сдвига векторов напряжения U_x и тока I_x для различных точек ли­нии равны волновой длине αℓ_x(рис. 10.8, б).

Далее для анализа режима реактивной мощности линии воспользуемся пер­вым уравнением системы (10.11). Имея в виду, что

получим:

или

(10.14)

Запишем уравнение (10.14) в относительных единицах, приняв за базисные U_баз = U₂ и Р_баз = Р_нат и направив вектор напряжения U₂ по вещественной оси:

Имея в виду, что