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.
Рассмотрим совместный процесс первичного и вторичного регулирования частоты (см.рисунок 5.6).
Рисунок 5.6
Известны усредненная характеристика регуляторов скорости генераторов системы Рго и статическая характеристика нагрузки Рно. В точке О соблюдается баланс активных мощностей при частоте fн. Если отсутствуют первичные регуляторы скорости, то при росте нагрузки потребителей мощность генераторов Рг остается неизменной и частота снизится до f1, а характеристика нагрузки переместится в точку 1 и займет положение Рн.
При включенных регуляторах скорости генераторы наберут часть нагрузки, и пересечение характеристик Рго и Рн окажется в точке 2, а частота станет f2, причем f1 < f2 < fн. При включении регуляторов вторичного регулирования характеристика генераторов Рго будет смещаться до тех пор, пока частота не станет равной номинальной fн (точка 3, характеристика Рго'). 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 поддерживают постоянную нагрузку и участвуют только в процессе первичного регулирования частоты.
5.3 Регулирование частоты в послеаварийных режимах
Послеаварийный режим, связанный со значительным отклонением частоты, может создаться в основном по следующим причинам:
а) при отключении части генерирующей мощности и возникновении дефицита активной мощности во всей энергосистеме;
б) из-за аварийного отключения нагруженных межсистемных линий электропередачи или ряда системообразующих линий, когда часть системы отделяется с дефицитом генерирующей мощности;
в) при отключении части генераторов одной из систем объединения, нарушении из-за этого устойчивости оставшихся в работе генераторов и последующим отключении межсистемных или системообразующих линий.
Если отключившаяся в результате аварии мощность генераторов больше, чем был резерв на всех станциях системы, то частота не восстановится до номинальной. При значительном дефиците мощности снижение частоты будет большим, что может вызвать лавину частоты. Для ее предотвращения должны быть приняты автоматические быстродействующие меры.
Восстановление частоты осуществляется путем автоматической частотной разгрузки (АЧР), при которой отключается часть потребителей. Это преднамеренное отключение части потребителей позволяет сохранить в работе генерирующие мощности и электроснабжение большинства нагрузок.
Рассмотрим процесс изменения частоты при действии АЧР (см.рисунок 5.7).
Рисунок 5.7
Здесь Ргс – частотная характеристика генерирующей части системы, а Рн - статическая характеристика нагрузки. Пусть энергосистема работала без резерва с нагрузкой Ргсо и частота была равна номинальной - fн. Этот режим характеризуется точкой «а», в которой Ргсо = Рн. Предположим, что в результате аварии отключилась генерирующая мощность ∆Рг. Тогда характеристика генерирующей части системы сместится в положение Ргс1, и частота в соответствии со статической характеристикой нагрузки снизится до f1 (точка б). Для подъема частоты до номинальной надо отключить с помощью АЧР часть нагрузки: ∆РАЧР = ∆Рг Это показано переносом статической характеристики нагрузки параллельно самой себе в положение Рн1 (точка в). При таком отключении генерируемая мощность станет больше потребляемой, и частота будет восстанавливаться по прямой «вг». В точке г установиться номинальная частота при новой генерирующей и потребляемой мощностях.
Если от АЧР отключить нагрузку меньшую, чем отключенная генерирующая мощность (точка д), то частота повысится, но до номинальной не восстановится (точка е) и станет равной f2.
Для предотвращения лавины частоты, которая наступает при частоте около 46 гц и ниже, восстановление частоты с помощью АЧР должно производиться при снижении частоты до 48 – 48,5 Гц и ниже.
Для того чтобы при снижении частоты не было лишних отключений, всю систему АЧР разбивают на две категории (АЧР I и АЧР II), каждая из которых выполняется в виде нескольких очередей. В АЧР I очереди отличаются одна от другой только уставками по частоте. Верхнюю уставку по частоте принимают не выше 48,5 Гц, а нижнюю – не ниже 46,5 Гц. Интервал между соседними очередями принимают около 0,1 Гц. Единая уставка по времени выполняется минимальной (0,1 – 0,15 сек). В АЧР II очереди отличаются только уставками по времени. Начальная уставка выбирается в пределах 5 –10 сек, а конечная – 60 – 70 сек. Интервал между соседними очередями принимается равным около 3 сек. Единая уставка по частоте для АЧР II должна быть равна верхней уставке АЧР I или несколько больше.
При снижении частоты происходит отключение потребителей от 1-й очереди АЧР I. Если частота продолжает снижаться, то срабатывает 2-я очередь АЧР I с меньшей уставкой по частоте и т.д. Такая «самонастраивающаяся» система АЧР обеспечивает отключение мощности потребителей, равной возникшему дефициту мощности.
Если после действия АЧР I частота не восстановиться, то с выдержками времени вступают в действие очереди АЧР II и дополнительно отключаются потребители. При этом АЧР II предотвращает «зависание» частоты. От АЧР II потребители будут также отключаться при медленном увеличении дефицита мощности при развитии аварии.
Изменение частоты во времени при возникновении дефицита активной мощности и действия АЧР показано на рисунке 5.8.Точка О характеризует начальный момент времени, в который возник дефицит мощности. При этом происходит снижение частоты по кривой 0 – 1. Некоторая плавность изменения частоты объясняется инерцией системы. В точке 1 частота f1 достигает уставки 1-й очереди АЧР I и происходит отключение некоторой части потребителей. Если при этом еще сохранился некоторый дефицит мощности, то будет происходить дальнейшее снижение частоты, но уже по более плавной кривой 1 – 2. В точке 2 при частоте f2 происходит дополнительное отключение потребителей от 2-й очереди АЧР I.
Рисунок 5.8
При достаточно отключенной нагрузке мощность генераторов превысит мощности потребителей, частота будет повышаться (кривая 2 – 3). При одинаковой генерирующей и потребляемой мощности частота может установиться между двумя соседними уставками АЧР (кривая 2 – 4). Происходит «зависание» частоты. Тогда через некоторое время в точке 4 срабатывает 1-я очередь АЧР II, после чего частота повышается (кривая 4 – 5). Если частота еще не восстановилась, то срабатывает 2-я очередь АЧР II и т.д.
Для быстрого включения потребителей после восстановления частоты применяют автоматическое повторное включение после АЧР (ЧАПВ). Его обычно настраивают на частоту 49,2 – 50 Гц, и включение потребителей производят ступенями с интервалом времени 5 сек. Так как в противном случае может опять наступить снижение частоты. Начальную уставку по времени ЧАПВ принимают 10 – 20 сек.
К устройствам АЧР, как правило, подключают наименее ответственных потребителей. Однако они должны иметь достаточную мощность в любое время суток и года.
5.4 Баланс реактивных мощностей и его связь
с регулированием напряжения
В энергосистеме должен соблюдаться оперативных баланс реактивных мощностей
∑Qг + ∑Qв +∑Qк.у = ∑Qп +∑∆Qс
где ∑Qг – реактивная мощность генераторов станций;
∑Qв – зарядная мощность линий электропередачи;
∑Qк.у- мощность компенсирующих устройств;
∑Qп – реактивная мощность потребителей;
∑∆Qс – потери реактивной мощности в электрических сетях.
Рисунок 5.9 Рисунок 5.10
Этот баланс постоянно сохраняется за счет изменения генерируемой мощности В соответствии со статическими характеристиками нагрузки по напряжению (см.рисунок 5.9).
Условие баланса реактивной мощности непосредственно связано с величинами напряжений в электрической сети. Рассмотрим эту связь на примере схемы одного элемента сети (см.рисунок 5.10). Пусть в начальный момент времени имел место баланс реактивной мощности и напряжение в начале линии было U1 , а в конце ее U2 . Этим напряжениям по статическим характеристикам соответствовала нагрузка потребителей Pн + JQн. Напряжение в конце линии можно определить
U2 = U1 – 
Если за счет разгрузки источника реактивной мощности снизить напряжение U1 до U1', то произойдет снижение напряжения в узле нагрузки U2 до U2'. При этом по статическим характеристикам мощность потребителей уменьшится до Pн' + JQн' (см.рисунок 5.9) и напряжение в конце линии
U2' = U1' – 
Изменение напряжения U2 произойдет из-за снижения напряжения в начале линии и изменения потери напряжения. Статические характеристики реактивной мощности значительно круче характеристик активной мощности. На каждый процент изменения напряжения происходит изменение активной мощности на 0,6–2%, а реактивной на 2-5%. Поэтому при снижении напряжения U1 происходит снижение потери напряжения. В результате изменение U2 будет меньше, чем изменение U1
U2 – U2' < U1 – U1'.
Таким образом, за счет изменения нагрузки потребителей в соответствии со статическими характеристиками происходит некоторое регулирование напряжения U2. Этот процесс называется регулирующим эффектом нагрузки по напряжению. В результате такого регулирования новым значениям напряжений U1' и U2' будет соответствовать новое условие баланса реактивной мощности.
Регулирующий эффект нагрузки будет проявляться только до некоторого критического напряжения Uкр. Если напряжение U2 окажется ниже критического, то будет происходить обратное явление: снижение напряжения вызовет рост реактивной нагрузки потребителей, что приведет к росту потерь напряжения и дальнейшему снижению напряжения U2. Наступает лавина напряжения и происходит нарушение баланса реактивной мощности (см. рисунок 5.11). Здесь t1- момент снижения напряжения до Uкр, а интервал времени t2 – t1 процесс развития лавины (несколько секунд). В результате лавины напряжения происходит нарушение устойчивости нагрузки, которое выражается в саморазгрузке потребителей. После их отключения напряжение восстанавливается.
Рисунок 5.11
Для узлов со смешанным характером потребителей критическое напряжение составляет 0,8 – 0,75 номинального напряжения сети. Лавина напряжения может наступить как во всей энергосистеме, так и в отдельных узлах, в которых возникает дефицит реактивной мощности. Для предотвращения лавины напряжения применяют специальные меры.
5.5 Источники реактивной мощности в электрических сетях
Кроме генераторов, источниками реактивной мощности могут быть и другие устройства, располагаемые на подстанциях или непосредственно у потребителей электроэнергии.
К числу таких устройств относятся синхронные компенсаторы – вращающиеся машины с явнополюсным ротором, на котором располагается обмотка возбуждения. Режим синхронного компенсатора подобен режиму синхронного двигателя, который работает в режиме холостого хода.
Рисунок 5.12
На рисунке 5.12 представлена схема замещения и векторная диаграмма синхронного компенсатора, на основании которой ток синхронного компенсатора определяется
Iс.к = 
а следовательно, мощность на его зажимах
Sс.к = Qс.к = √3Uс.кIс.к = 
(5.1)
Выражение (5.1) показывает, что величина и знак мощности синхронного компенсатора зависят от соотношения между э.д.с. компенсатора и напряжением в точке включения его в сеть. Электродвижущая сила определяется величиной тока возбуждения, причем росту тока возбуждения соответствует увеличение э.д.с.
Для тока возбуждения можно принять такое значение, при котором Eq = Uс.к. В этом случае мощность синхронного компенсатора Qс.к = 0. При некотором увеличении тока компенсатор выдаст определенную реактивную мощность Qс.к > 0. Такой режим синхронного компенсатора называется режимом самовозбуждения. Уменьшая ток возбуждения, можно получить режим недовозбуждения, в котором Eq < Uс.к и Qс.к < 0. Поскольку перевод синхронного компенсатора из одного режима в другой, а также изменение его мощности достигается соответствующим изменением тока возбуждения, то управление режимом компенсатора осуществляется плавно, без скачков как при ручном, так и при автоматическом регулировании.
Номинальная мощность синхронного компенсатора указывается для режима перевозбуждения, в котором компенсатор выдает в сеть реактивную мощность. В режиме недовозбуждения компенсатор потребляет реактивную мощность из сети. Предельная мощность его при этом определяется
Qс.к(ндв) = - 
(5.2 )
Реактивное сопротивление компенсаторов в относительных единицах Хd = 1,7-2,0%, поэтому, считая в качестве базисных величин номинальную мощность и номинальное напряжение компенсатора получим
Qс.к(ндв) ≈ 
Синхронный компенсатор, работающий в режиме перевозбуждения, способен увеличивать выдаваемую в сеть реактивную мощность при понижении напряжения в сети. Выражение (5.1) показывает, что это увеличение будет большим в том случае, когда при снижении напряжения Uс.к одновременно возрастает э.д.с. Eq. Такой эффект имеет место при автоматическом регулировании тока возбуждения компенсатора. Указанная особенность синхронных компенсаторов, называемая иногда положительным регулирующим эффектом, позволяет при их применении существенно улучшить характеристики режима электрической сети и системы в целом.
На рисунке 5.13 показана схема концевого участка сети. На шинах потребителя включена батарея статических конденсаторов с реактивным сопротивлением Хк, мощность которой определяется
Qк = 
(5.3)
Векторная диаграмма, построенная для этой схемы (рисунок 8.3) показывает, что под влиянием батареи конденсаторов реактивная мощность в линии при неизменной мощности нагрузки уменьшается.
Рисунок 5.13 Рисунок 5.14
Батарея конденсаторов в отличии от синхронного компенсатора может только выдавать реактивную мощность. Другой отличительной особенностью батареи конденсаторов является резкая зависимость выдаваемой реактивной мощности от напряжения в точке включения батареи в сеть. Формула (5.3) показывает, что снижение этого напряжения приводит к уменьшению Qк. Следовательно, в отличие от синхронного компенсатора батарея конденсаторов характеризуется отрицательным регулирующим эффектом. Изменить степень уменьшения мощности батареи при резком снижении напряжения или даже достичь некоторого положительного регулирующего эффекта можно путем уменьшения сопротивления Хк. Это можно достичь включением дополнительных конденсаторов. Резкое изменение мощности батареи может быть также достигнуто при так называемой форсировке батареи, осуществляемой с помощью переключений, которые приводят к росту напряжения на отдельных конденсаторах. Например, переключая в треугольник трехфазную батарею статических конденсаторов (см.рисунок 8.4), соединенных по схеме можно увеличить напряжение на каждой фазе батареи в 
раз.
Рисунок 5.15
6 Качество электроэнергии и регулирование напряжения
в электрических сетях
6.1 Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и электроаппаратов
Качество электроэнергии характеризуется определенными показателями, относящимися к частоте переменного тока и режиму напряжений. Качество электроэнергии влияет на работу электроприемников, а также на работу электрических аппаратов, присоединенным к электрическим сетям. Все электроприемники и аппараты характеризуются определенными номинальными параметрами (f
, U,I и т.д.). Обычно предполагается, что работа при этих параметрах является наиболее целесообразной с технической и экономической точек зрения. В настоящее время очень много электроприемников (прокатные станы, дуговые сталеплавильные печи, выпрямительные установки, электрифицированный транспорт, электролиз) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Все это приводит к нарушению качества электроэнергии.
6.2 Показатели качества электроэнергии
Показатели качества электроэнергии подразделяются на две группы: основные и дополнительные. Основные показатели определяют свойства электроэнергии, характеризующие ее качество.
К основным показателям качества электроэнергии, для которых установлены допустимые значения относятся: отклонение частоты, отклонение напряжения, колебание напряжения, коэффициент g-й гармонической составляющей, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряжений.
Отклонение частоты – это разность между действительным и номинальным значением частоты.
Df = f – f .
Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент времени определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. Поэтому отклонение частоты – это общесистемный показатель качества электроэнергии.
В реальных режимах электрических сетей напряжения в узловых точках всегда отличаются от номинальных. Поэтому показатели качества напряжения имеют разные значения в различных точках электрической сети.
Отклонение напряжения – это разность между действительным значением напряжения и его номинальным значением
δUу = U - U,
или в процентах от номинального
δUу = 
. (6.1)
Колебание напряжения – это разность между наибольшим и наименьшим значением напряжения, в % от номинального
ΔUt%=
. (6.2)
Коэффициент обратной последовательности напряжения – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений %
(6.3)
где U
- действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений.
Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности напряжений K
трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент K определяется аналогично (6.3), только вместо U используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты U
.
Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений
,
где U
- действующее значение g-й гармонической составляющей напряжения,
g - порядок гармонической составляющей напряжения;
n – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.
Допустимые значения показателей качества электроэнергии:
Нормальное Максимальное
Установившееся отклонение напряжения, % ± 5 ±10
Коэффициент несинусоидальности, % не
более, в электрической сети напряжением
до 1 кв 8 12
КВ 5 8
КВ 4 6
