Задачи регулирования напряжения при симметричных режимах

Современные системы электроснабжения объектов характеризуются значительной протяженностью и многоступенчатой транс формацией напряжения. В каждой ветви системы электроснабжения (линии, трансформаторе) имеются потери напряжения. Они за­висят от параметров схемы замещения и от ее нагрузки (см. гл. 12). В режимах наибольших нагрузок потери напряжения большие, в режимах малых нагрузок потери напряжения соответственно умень­шаются. Для иллюстрации рассмотрим изменение напряжения в системе электроснабжения, принципиальная схема которой пред­ставлена на рис. 19.10, а.

От генераторов Г электростанции через трансформаторы Т1 элек­троэнергия поступает в линию Л1 питающей сети напряжением 110 кВ и далее в трансформаторы Т2 подстанции со вторичным на­пряжением 6... 10 кВ. Шины напряжением 6... 10 кВ этой подстан­ции являются источником питания ИП распределительных сетей. Для примера на схеме показана линия Л2 распределительной сети напряжением 6... 10 кВ, к которой в точках с, е, d присоединены распределительные трансформаторы РТ. От шин 1 вторичного на­пряжения РТ питаются линии распределительной сети напряжени­ем 0,38 кВ, к которым присоединяются электроприемники.

Предположим, что на шинах высшего напряжения электростан­ции (точка а) поддерживается постоянное напряжение при всех ре­жимах нагрузок U_а = const.

На рис. 19.10, б изменение напряжения вдоль линии условно изоб­ражено прямыми линиями. Напряжение всех электрических ступе­ней приведено к напряжению одной ступени. Сплошными линиями показаны напряжения в режимах напряжения наибольшей и наименьшей нагрузок при отсутствии в сети каких-либо средств для измене­ния напряжения.

В этом случае в линиях распределительной сети воз­никают значительные отклонения от номинального напряжения (точ­ки U’_d и U”_d). Очевидно, что это затрудняет, а в ряде случаев и не позволяет обеспечить допустимые отклонения напряжения у ЭП. Изменение коэффициента трансформации трансформатора Т2 в дан­ном случае не улучшает режима напряжений в распределительной сети, так как напряжения на шинах ИП при этом увеличиваются на некоторую величину Е во всех режимах одинаково. Таким образом, разность отклонений напряжения от номинального остается прежней:

U”_d - U’_d =U”_dE - U’_dE.

Режим напряжений в распределительной сети может быть улуч­шен, например с помощью автоматического регулирования коэффи­циента трансформации трансформатора Т2. При этом на шинах ИП будет обеспечено так называемое встречное регулирование напря­жения. Под встречным регулированием напряжения понимают по­вышение напряжения в режиме наибольших нагрузок до +5.„8% номинального в режиме наибольших нагрузок (U’_встр на рис. 19.10, в) и понижение напряжения до номинального (или ниже) в режиме наи­меньших нагрузок (U’_встр) при линейном изменении в зависимости от нагрузки. Регулирование напряжения (штриховые линии на рис. 19.10, в) необходимо для обеспечения требуемого режима на­пряжений у ЭП.

Следует иметь в виду, что автоматическое регулирование коэф­фициента трансформации трансформаторов (а также автотрансфор­маторов и линейных регуляторов) производится не плавно, а с опре­деленной зоной нечувствительности. Зоной нечувствительности называют некоторую полосу изменения напряжения, при которой не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры. Ее значе­ние зависит от ступени регулирования, которой называется напря­жение между двумя соседними регулировочными ответвлениями трансформаторов с устройством РПН. Например, для трансфор­маторов напряжением 110 кВ ступень регулирования равна 1,78% напряжения среднего ответвления (115 кВ).

На трансформаторах напряжением 10/0,4 кВ нет регулирова­ния под нагрузкой, и переключение ответвлений может осуществ­ляться только при отключенном трансформаторе (без возбуждения). При изменении ответвления можно получить дополнительную до­бавку напряжения δU_отв = ± 2,5 или ± 5 %.

При проектировании сетей используют понятие допустимой потери напряжения, которая при наличии встречного регулирования может достигать ∆U_доп = 10... 12% номинального значения напря­жения, и без встречного регулирования ∆U_доп = 6... 7%. В большинстве случаев реальные потери напряжения оказываются меньше до­пустимых, за исключением протяженных воздушных сетей низшего напряжения в сельских районах.

Под регулированием напряжения понимается автоматическое текущее изменение напряжения по желаемому закону. Необходимо подчеркнуть, что регулирование напряжения изменяет его значе­ние только в системе прямой последовательности.

Принципиально способы регулирования напряжения можно раз­делить на две основные группы:

изменение потерь напряжения в элементах сети;

регулирование напряжения на питающем и приемном конце сети - регулирование возбуждения генераторов и коэффициента трансформации трансформаторов с РПН.

Целесообразность применения того или иного способа регули­рования напряжения определяется местными условиями в зависи­мости от протяженности сети и ее схемы, резерва реактивной мощ­ности и т.п. Ниже рассмотрены наиболее часто применяемые способы регулирования напряжений, для каждого из них указаны целесообразные области использования.

Изменение потерь напряжения в сети. Потери напряжения в ли­ниях и трансформаторах

(19.18)

зависят от номинального напряжения, нагрузки элемента сети и ее электрического сопротивления. Номинальное напряжение сети вы­бирают на основании технико-экономических расчетов, учитываю­щих затраты на сооружение и эксплуатацию сети. Поэтому примене­ние повышенных номинальных напряжений только из соображений уменьшения потерь напряжения в сети обычно не оправдывается.

Таким образом, изменять значения потерь напряжения в сети практически возможно только путем изменения сопротивления сети или ее нагрузки.

Снижение сопротивления сети. Практически измене­ние сопротивления сети связывают с изменением режима напряже­ний только в двух случаях:

при выборе сечений проводов и жил кабелей по допустимой по­тере напряжения (см. разд. 16.4);

при применении последовательного включения конденсаторов с воздушной линией.

Последовательное включение конденсаторов К (продольная ем­костная компенсация) показано на рис. 19.11, где приведены схемы замещения линии и векторная диаграмма токов и напряжений. Век­тор падения напряжения на конденсаторе U_К = -jIX_к (отрезок сс₁|) сдвинут по фазе на 180° от вектора падения напряжения на индук­тивном сопротивлении линии U_л = -jIX_л (отрезок bс). Соответствен­но этому потери напряжения в линии определяются отрезком ad1 (вместо ad в линии без конденсаторов) и могут быть вычислены по формуле, которая выводится аналогично:

(19.19)

Таким образом, последовательно включенные конденсаторы компенсируют часть индуктивного сопротивления линии, тем са­мым уменьшается слагающая ∆U_p, в линии и создается как бы неко­торая добавка напряжения в сети, зависимая от нагрузки.

Последовательное включение конденсаторов целесообразно лишь при значительной реактивной мощности нагрузки при коэф­фициенте реактивной мощности tgφ > 0,75...1,0. Если коэффициент реактивной мощности близок к нулю, потери напряжения в линии определяются в основном активным сопротивлением и активной мощностью. В этих случаях компенсация индуктивного сопротив­ления нецелесообразна.

Последовательное включение конденсаторов очень эффективно при резких колебаниях нагрузки, так как регулирующий эффект кон­денсаторов — величина добавки напряжения - пропорционален току нагрузки и автоматически изменяется практически безынерцион­но. Поэтому последовательное включение конденсаторов следует применять в воздушных линиях напряжением 35 кВ и ниже, питаю­щих резкопеременные нагрузки с относительно низким коэффици­ентом мощности. Их используют также в промышленных сетях с резкопеременными нагрузками.

Изменение нагрузок сети. Нагрузка сети определяется мощностью, одновременно потребляемой присоединенными к ней электроприемниками и теряемой в элементах сети. Активная мощ­ность вырабатывается генераторами электростанций, что является наиболее экономичным. В связи с этим оказывается невозможным изменять активную нагрузку сети только ради изменения потерь на­пряжения в ней.

В противоположность этому реактивная мощность может выра­батываться не только генераторами электростанций, но и специальными источниками реактивной мощности (см. разд. 12.11; 13.10). Относительное повышение напряжения в конце линии при на­личии поперечно включенных (т. е. параллельно нагрузке) батареи конденсаторов мощностью Q_БК. квар, приближенно равно

(19.20)

Отсюда может быть определена удельная мощность батареи конденсаторов Q_БКуд, необходимая для повышения напряжения на 1%:

(19.21)

Из (19.21) видно, что удельная мощность поперечно включен­ных батарей конденсаторов, необходимая для повышения напря­жения в конце линии на 1 %, зависит от номинального напряжения и индуктивного сопротивления передачи.

Регулирование возбуждения генераторов элек­тростанций позволяет изменять напряжение в сети в относи­тельно небольших пределах. Генератор выдает номинальную мощ­ность при отклонениях напряжения на его выводах не более ± 5 % от номинального. При больших отклонениях мощность генерато­ра должна быть снижена. Практически этот способ регулирования может обеспечить необходимый режим напряжения для близлежа­щих потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения электростанций.

Регулирование коэффициента трансформации трансформаторов, автотрансформаторов и ли­нейных регуляторов. Изменение коэффициента трансфор­мации трансформаторов, автотрансформаторов под нагрузкой про­изведет при наличии встроенного устройства для регулирования напряжения. При этом коэффициент трансформации можно менять в широких пределах (см. разд. 4.1).

При помощи трансформаторов с РПН достаточно просто и эко­номично осуществляется встречное регулирование напряжения на шинах подстанции.

Трансформаторы с ПБВ должны отключаться от сети для изме­нения коэффициента трансформации. В связи с этим изменение ко­эффициента трансформации производят крайне редко, например при сезонном изменении нагрузки. Для них очень важно правильно выбрать коэффициент трансформации таким образом, чтобы ре­жим напряжений при изменениях нагрузок был по возможности наилучшим.

Выбор коэффициентов трансформации двухобмоточных транс­форматоров производят в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 19.12. Нагрузка трансформатора характери­зуется полной мощностью S₂ и коэффициентом мощности cosφ или активной и реактивной мощностью.

Трансформатор характеризу­ется номинальной мощностью S_ном.т, номинальными напряжения­ми регулировочных ответвлений первичной обмотки U_номI, номинальным напряжением вторичной обмотки U_номII и номинальным коэффициентом трансформации:

(19.22)

Напряжение на первичной стороне трансформатора U₁, на вто­ричной U₂.

Допустим, что из расчета или на основании измерений известно напряжение U1 на стороне первичного напряжения трансформато­ра. Известно также напряжение U_2ж, которое желательно иметь на вторичной стороне трансформатора. Требуется выбрать коэффи­циент трансформации трансформатора или, что то же, подобрать номинальное напряжение соответствующего регулировочного от­ветвления на первичной обмотке трансформатора при заданной его нагрузке.

Определяем потерю напряжения ∆U_т в трансформаторе, напри­мер, при приведении к стороне ВН трансформатора. Вычитая ∆U_т из U₁, получаем напряжение на вторичной стороне трансформато­ра, приведенное к первичной стороне и соответствующее режиму нагрузок:

Желаемое значение напряжения на вторичной стороне трансфор­матора

откуда может быть найдено расчетное значение U_расчI регулировоч­ного ответвления первичной обмотки:

(19.23)

19.4.2. Выбор схем электроснабжения для улучшения качества электроэнергии

Анализ влияния электроприемников с усложненным режимом электропотребления показал, что показатели качества напряжения ухудшаются с ростом мощности указанных приемников и при уменьшении мощности короткого замыкания в точке подключения их к электросети.

Колебания напряжения пропорциональны набросу мощности ударной реактивной нагрузки и обратно пропорциональны мощ­ности КЗ:

(19.24)

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряже­ния, %, пропорционален суммарной мощности преобразовательных агрегатов:

(19.25)

Коэффициент несимметрии обратной последовательности, %, пропорционален мощности однофазной нагрузки:

(19.26)

Следовательно, для улучшения всех показателей качества элект­роэнергии целесообразно подключение электроприемников с услож­ненными режимами работы в точках системы с наибольшими зна­чениями мощности КЗ. А применение средств ограничения токов КЗ в сетях, содержащих специфические нагрузки, следует произво­дить только в пределах, необходимых для обеспечения надежной работы коммутационных аппаратов и электрооборудования.

Однако возможности ограничения влияния специфических на­грузок повышением токов КЗ недостаточны.

Более широкие возможности применения схем электроснабже­ния, повышающих качество напряжения в системах электроснаб­жения промышленных предприятий, создаются путем рациональ­ного разделения питания «спокойной» и специфической нагрузки. К таким решениям относятся следующие: отдельные глубокие вводы к цехам с резкопеременной и несину­соидальной нагрузкой;

четырехсекционная схема главной понижающей подстанции на напряжении 6... 10 кВ с трансформаторами с расщепленными вто­ричными обмотками и со сдвоенными реакторами для раздельного питания «спокойной» и специфической нагрузки;

включение главных трансформаторов ГПП на параллельную ра­боту включением секционного выключателя напряжением 6... 10 кВ, когда это допустимо по токам КЗ; это мероприятие можно приме­нять и временно, например в периоды пуска крупных двигателей;

в цеховых сетях питание осветительной нагрузки отдельно от силовой резкопеременной (например, от сварочных агрегатов).

Наиболее эффективным средством уменьшения колебания на­пряжения является нормирование допустимой мощности потре­бителей электроэнергии с резкопеременным графиком нагрузки (не более 10% от номинальной мощности питающего трансфор­матора). Из технических средств уменьшения колебаний напряжения можно выделить: статические быстродействующие источ­ники реактивной мощности, отрабатывающие реальный график потребления, реактивной мощности потребителей с резкоперемен­ным графиком; установки продольной компенсации, компенсиру­ющие часть суммарного индуктивного сопротивления сети. Од­нако использование' этих технических средств обходится дорого и порождает новые проблемы.

Область допустимых несимметричных режимов может быть оце­нена по максимально допустимой однофазной нагрузке, при кото­рой показатели несимметрии не выходят за пределы нормы в нор­мальном режиме. При преобладающей недвигательной нагрузке максимально допустимая однофазная нагрузка составляет 10% от номинальной мощности питающего трансформатора. При преоб­ладании электродвигательной нагрузки максимально допустимая однофазная нагрузка составляет 20% от номинальной мощности питающего трансформатора.

Из технических средств уменьшения несимметрии напряжения следует выделить использование симметрирующих устройств. Тео­ретически при любой несимметричной нагрузке можно создать сим­метрирующие устройства на базе емкостных и индуктивных элемен­тов, которые полностью компенсируют напряжения обратной и ну­левой последовательности на нагрузке. Однако реальная несимметрия напряжения не стационарна, а регулируемые симметрирующие уст­ройства сложны, дорогостоящи и их применение порождает новые проблемы (в частности, несинусоидальность напряжения). Поэтому положительного опыта использования симметрирующих устройств в России нет.