Способы регулирования напряжения на электростанциях

Способы и средства регулирования напряжения у электроприемников

Для обеспечения некоторых заранее заданных значений отклонений напряжений у электроприемников применяются следующие способы:

1. Регулирование напряжения на шинах центра питания;

2. Изменение величины потери напряжения в элементах сети;

3. Изменение величины передаваемой реактивной мощности.

4. Изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Регулирование напряжения на шинах центра питания

Регулирование напряжения на центре питания (ЦП) приводит к изменениям напряжения во всей присоединенной к ЦП сети и называется централизованным, остальные способы регулирования изменяют напряжение на определенном участке и называются местными способами регулирования напряжения. В качестве ЦП городских сетей могут рассматриваться шины генераторного напряжения ТЭЦ или шины низшего напряжения районных подстанций или подстанций глубокого ввода. Отсюда вытекают и способы регулирования напряжения.

На генераторном напряжении оно производится автоматически изменением тока возбуждения генераторов. Отклонения от номинального напряжения допускаются в пределах ±5%. На стороне низшего напряжения районных подстанций регулирование осуществляется при помощи трансформаторов с регулированием под нагрузкой (РПН), линейных регуляторов (ЛР) и синхронных компенсаторов (СК).

При различных требованиях, предъявляемых потребителями, устройства для регулирования могут применяться совместно. Такие системы носят название централизованно-группового регулирования напряжения.

На шинах ЦП, как правило, осуществляется встречное регулирование, т. е. такое регулирование, при котором в часы наибольших нагрузок, когда потери напряжения в сети тоже наибольшие, напряжение повышается, а в часы минимальных нагрузок — понижается.

Трансформаторы с РПН позволяют осуществить довольно большой диапазон регулирования до ±10 — 12%, а в некоторых случаях (трансформаторы типа ТДН с высшим напряжением 110 кВ до 16% при 9 ступенях регулирования. Существуют конструкции для плавного регулирования под нагрузкой, но они пока дороги и применяются в исключительных случаях, при особенно повышенных требованиях.

Изменение величины потери напряжения в элементах сети

Изменение потери напряжения в элементах сети может осуществляться изменением сопротивлений цепи например, изменением сечении проводов и кабелей, отключением или включением числа параллельно включенных линий и трансформаторов (смотрите — Параллельная работа трансформаторов).

Выбор сечений проводов, как известно, производится из условий нагрева, экономической плотности тока и по допустимой потере напряжения, а также по условиям механической прочности. Однако расчет сети, особенно высокого напряжения по допустимой потере напряжения, не всегда обеспечивает нормируемые отклонения напряжения у электроприемников. Поэтому в ПУЭ нормируются не потери, а отклонения напряжения.

Реактивное сопротивление сети можно изменять при последовательном включении конденсаторов (продольная емкостная компенсация).

Продольной емкостной компенсацией называется, способ регулирования напряжения, при котором последовательно в рассечку каждой фазы линии включаются статические конденсаторы для получения надбавок напряжения.

Известно, что суммарное реактивное сопротивление электрической цепи определяется разностью между индуктивным и емкостным сопротивлениями.

Изменяя величину емкости включаемых конденсаторов, а следовательно, и величину емкостного сопротивления, можно получить различные величины потери напряжения в линии, что равнозначно соответствующей надбавке напряжения на зажимах электроприемников.

Последовательное включение конденсаторов в сеть целесообразно при невысоких коэффициентах мощности в воздушных сетях, в которых потеря напряжения в основном определяется ее реактивной составляющей.

Продольная компенсация особенно эффективна в сетях с резкими колебаниями нагрузки, так как ее действие совершенно автоматическое и зависит от величины протекающего тока.

Следует также учитывать, что продольная емкостная компенсация приводит к увеличению токов короткого замыкания в сети и может быть причиной резонансных перенапряжений, что требует специальной проверки.

Для целей продольной компенсации нет необходимости устанавливать конденсаторы, рассчитанные на полное рабочее напряжение сети, однако они должны иметь надежную изоляцию от земли.

Изменение величины передаваемой реактивной мощности

Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами электростанций, но и синхронными компенсаторами и перевозбужденными синхронными электродвигателями, а также статическими конденсаторами, включаемыми в сеть параллельно (поперечная компенсация).

Мощность компенсационных устройств, которые должны быть установлены в сети, определяется балансом реактивной мощности в данном узле энергосистемы на основе технико-экономических расчетов.

Синхронные двигатели и батареи конденсаторов, являясь источниками реактивной мощности, могут оказать существенное влияние на режим напряжения в электрической сети. При этом автоматическое регулирование напряжения и сети синхронными двигателями может осуществляться плавно.

В качестве источников реактивной мощности на крупных районных подстанциях часто применяются специальные синхронные двигатели облегченной конструкции, работающие в режиме холостого хода. Такие двигатели называются синхронными компенсаторами.

Наибольшее распространение и промышленности имеет серия электродвигателей СК, изготовляемых на номинальное напряжение 380 — 660 В, рассчитанных на нормальную работу при опережающем коэффициенте мощности, равном 0,8.

Мощные синхронные компенсаторы устанавливаются, как правило, на районных подстанциях, а синхронные двигатели чаще применяются для различных приводов в промышленности (мощные насосы, компрессоры).

Наличие относительно больших потерь энергии в синхронных двигателях затрудняет их применение в сетях с небольшими нагрузками. Как показывают расчеты, в этом случае более целесообразны батареи статических конденсаторов. Принципиально влияние конденсаторов поперечной компенсации на уровни напряжения в сети аналогично влиянию перевозбужденных синхронных двигателей.

Более подробно о конденсаторах сказано в статье Статические конденсаторы для компенсации реактивной мощности, где они рассматриваются с точки зрения повышения коэффициента мощности.

Существует ряд схем автоматизации компенсационных батарей. Такие устройства выпускаются промышленностью в комплекте с конденсаторами. Одна из таких схем показана здесь: Схемы включения конденсаторных батарей

Изменение коэффициентов трансформации трансформаторов

Выпускаемые в настоящее время силовые трансформаторы напряжением до 35 кВ для установки в распределительных сетях снабжены переключателями ПБВ для переключения регулировочных ответвлений в первичной обмотке. Таких ответвлений обычно 4, кроме основного, что позволяет получить пять коэффициентов трансформации (надбавки напряжения от 0 до +10%, на основном ответвлении — +5%).

Перестановка ответвлений — наиболее дешевый способ регулирования, но он требует отключения трансформатора от сети, а это вызывает перерыв, хотя и кратковременный, в питании потребителей, поэтому он применяется только для сезонного регулировании напряжения, т. е. 1 — 2 раза в год перед летним и зимним сезонами.

Для выбора наивыгоднейшего коэффициента трансформации существует несколько расчетных и графических методов.

Рассмотрим здесь лишь один наиболее простой и наглядный. Порядок расчета следующий:

1. По ПУЭ принимают допустимые отклонения напряжения дли данного потребителя (или группы потребителей).

2. Приводят все сопротивления рассматриваемого участка цепи к одному (чаще к высокому) напряжению.

3. Зная напряжения в начале сети высшего напряжения, вычитают из него суммарную приведенную потерю напряжения до потребителя для требуемых режимов нагрузки.

В электрических сетях для централизованного и местного регулирований применяются силовые трансформаторы, снабженные устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Их преимущество заключается в том, что регулирование осуществляется без отключения трансформатора от сети. Существует большое количество схем с автоматическим и без автоматического управления.

Переход с одной ступени на другую осуществляется при дистанционном управлении при помощи электропривода без разрыва рабочего тока в цепи обмотки высшего напряжения. Это достигается закорачиванием на короткое время регулируемой секции токоограничивающим сопротивлением (дросселем).

Автоматические регуляторы весьма удобны и допускают до 30 переключений в сутки. Регуляторы отстраиваются таким образом, чтобы они имели так называемую зону нечувствительности, которая должна быть больше ступени регулирования на 20 — 40%. При этом они не должны реагировать на кратковременные изменения напряжения, вызванные удаленными короткими замыканиями, пусками крупных электродвигателей и т. д.

Схему подстанции целесообразно строить так, чтобы на один регулируемый трансформатор но возможности присоединялись потребители с однородными графиками нагрузок и примерно одинаковыми требованиями к качеству напряжения.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Регулирование напряжения на электростанциях

На электростанциях регулирование напряжения производится на генераторах и повышающих трансформаторах.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Не меняя активную мощность генератора напряжение можно изменять в пределах 5 %. Повышение напряжения на 5 % сверх номинального сопровождается увеличением потерь в стали и повышением ее нагрева. При снижении напряжения до 0,95U_номноминальный ток статора возрастает на 5 % и соответственно увеличивается нагрев обмотки.

На каждой ступени трансформации теряется приблизительно 5-10 % напряжения. Поэтому регулировочного диапазона генераторов явно недостаточно, чтобы поддерживать необходимый уровень напряжения в сети. Кроме того, трудно согласовать требования к регулированию напряжения у близких и удаленных электроприемников. Поэтому генераторы электростанций являются вспомогательным средством регулирования напряжения. Как единственное средство регулирования генераторы применяются только для простейшей системы: электростанция – нераспределенная нагрузка. В этом случае на шинах электростанций осуществляется встречное регулирование напряжения. Изменением тока возбуждения повышают напряжение в часы максимальной нагрузки и снижают в период минимальной нагрузки.

Повышающие трансформаторы на электростанциях тоже являются вспомогательным средством регулирования напряжения. Трансформаторы мощностью до 250 МВА напряжением 110 и 220 кВ имеют устройство регулирования напряжения типа ПБВ (переключение без возбуждения, то есть с отключением от сети). Устройство имеет предел регулирования напряжения 2_х2,5 %. Повышающие трансформаторы большей мощности выпускаются без устройств ПБВ.

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

Для регулирования напряжения трансформаторами подстанций предусмотрена возможность изменять коэффициент трансформации в пределах 10 – 20 %. По конструктивному исполнению различают два типа переключающих устройств:

с регулированием без возбуждения (ПБВ), то есть для изменения коэффициента трансформации трансформатор отключают от сети;

с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Устройство РПН дороже устройства ПБВ. Стоимость устройства мало зависит от мощности трансформатора. Поэтому относительное удорожание трансформатора с РПН будет значительно большим для трансформаторов меньшей мощности. В связи с этим трансформаторы напряжением 6 – 20 кВ большей частью выполняются с ПБВ, а трансформаторы напряжением выше 35 кВ с РПН.

Устройство РПН, как правило, устанавливают на обмотке высшего напряжения по следующим причинам:

на стороне высшего напряжения меньшие токи, поэтому устройство имеет меньшие габариты;

обмотка высшего напряжения имеет большее количество витков, поэтому точность регулирования выше;

по конструктивному исполнению обмотка высшего напряжения является наружной (магнитопровод – обмотка низшего напряжения – обмотка высшего напряжения). Поэтому ревизию устройства РПН выполнять проще;

устройство РПН располагают в нейтрали высшей обмотки. Обмотки высшего напряжения соединяются в звезду, а обмотки низшего напряжения соединяются в треугольник. Трехфазное регулирование проще выполнить на обмотках, соединенных в звезду.

У трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью 2,5 МВА и напряжением 150 кВ мощностью 4 МВА устройство РПН расположено на обмотке низшего напряжения.

Трансформаторы имеют разное количество ответвлений и разные ступени регулирования устройства РПН. У трансформаторов с ПБВ дополнительных ответвлений всегда 4 — .

Устройства РПН и управляющие ими системы автоматического регулирования характеризуются:

величиной напряжения ступени регулирования;

выдержкой времени срабатывания;

Ступенью регулированияназывается напряжение между соседними ответвлениями. Его выражают в процентах к номинальному напряжению той обмотки, которая имеет регулировочные ответвления.Зоной нечувствительностиназывается некоторый диапазон изменения напряжения, при котором не происходит срабатывание регулирующей аппаратуры. Зона нечувствительности регулятора должна быть несколько больше ступени регулирования: иначе регулятор будет работать неустойчиво.Выдержка временирегулятора служит для предотвращения его работы при кратковременных изменениях напряжения. Зона нечувствительности и выдержка времени регулятора определяютточность регулирования.

Способы регулирования напряжения. Регулирование напряжения изменением напряжения на электростанциях

Страницы работы

Фрагмент текста работы

3.11. СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Регулирование напряжения в электрических сетях энергосистем осуществляется синхронными машинами (генераторами, компенсаторами, электродвигателями), силовыми и регулировочными трансформаторами, регулируемыми батареями статических конденсаторов, различного рода статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), а также путем, использования тех или иных схемных решений.

Регулирование напряжения изменением напряжения на электростанциях. На шинах электростанций должно обеспечиваться встречное регулирование напряжения в пределах (1—1,05) U_ном. Однако такое регулирование часто недостаточно для поддержания нужного качества напряжения во всех точках электрической сети: для удаленной нагрузки потеря напряжения в часы максимума может достигать ЗО-4О%. Если, например, принять соотношение минимальной и максимальной нагрузок S_min/S_max=0,3, то DU_min=30×0,3=9%.

При использовании на электростанции возможного регулировочного диапазона в 5% общий размах колебаний напряжения у удаленного потребителя будет составлять 30-9-5=16%, тогда как обычно у потребителя допускается отклонение напряжения ±5%, т.е. размах колебаний в 10%. Учитывая сказанное, данный способ регулирования напряжения можно применять только в случае короткой сети, питаемой от шин генераторного напряжения.

Рассмотрим, как меняется режим работы генератора при изменении только тока возбуждения или только активной мощности за счет изменения вращающегося момента на валу.

Из векторной диаграммы неявнополюсной машины, работающей на шины неизменного по амплитуде напряжения (рис. 3.12), следует:

,

Рис. 3.12. Работа неявнополюсного генератора на шипы неизменного напряжения:

а — поясняющая схема; б — векторная диаграмма

Но

поэтому

1-й случай. Если при постоянной активной нагрузке генератора осуществляется изменение тока возбуждения (рис. 3.13), то его увеличение приводит к возрастанию Е, Ф, 0 и С/ш и уменьшению 5;пб, а его уменьшение ведет к

Рис. 3.13. Режим генератора при изменении тока возбуждения:

а-пскторпая дпаргамма; б-изменение тока статора, активной и реактнвпоП мощностей

изменению всех величин в обратном направлении при условии, что угол ц: остается отстающим.

2-й случай. Если активная мощность генератора изменяется, а его ток возбуждения остается неизменным, то

sind.

При увеличении активной мощности генератора увеличивается sind и уменьшаются j, Q, U_ш, как показано на рис. 3.14. При уменьшении активной мощности j, Q, U_ш, наоборот, возрастают.

Рис. 3.14. Режим генератора при изменении момента на валу:

а — векторная диаграмма; б — зависимость активной и реактивной мощностей от угла d;

в — зависимость реактивной мощности от активной

Рассмотренные идеализированные случаи наглядно иллюстрируют взаимосвязь параметров режима генератора, работающего параллельно с электрической сетью энергосистемы. Регулируя в допустимых пределах ток возбуждения генераторов, изменяют значение выдаваемой ими реактивной мощности и тем самым поддерживают заданный режимом работы энергосистемы уровень напряжения на шинах электростанций.

Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации силовых трансформаторов. Различают повышающие и понижающие трансформаторы. В зависимости от типа трансформатора подбирается его номинальный коэффициент трансформации, определяемый как отношение напряжений основных выводов при холостом, ходе трансформатора.

Рассмотрим схему, представленную на рис. 3.15, а. Потеря напряжения в линиях при расчетной нагрузке обычно составляет около 10 %. Поэтому в начале линии поддерживается напряжение

1,05 ^ном. При этом п конце линии оно может быть ниже номинального, например 0,95 Уном

У повышающих трансформаторов Т1 основной вывод обмотки НН рассчитывается на (7г,1юм==1,05 Усоти.ном «ли

^сетч.ном, а ОСНОВНОЙ ВЫВОД ОбМОТКИ ВН—На 1,1 усстп.тюм

][в сетях 330—750 кВ основной вывод рассчитывается на

Рис. 3.15. Изменение напряжения в электрической сети при изменении нагрузки:

а—поясняющая схема; б—изменение напряжений; /—при максимальной па-грузке; 2 — при минимальной нагрузке

1,05 1/сети.ном). У понижающих трансформаторов Т2, ТЗ, Т4 обмотка ВН имеет основной вывод, рассчитанный на (Л.,„.,м

ИЛИ С/сети.ном. а обмОТКа НН— 1,1 С/сстп.пом ИЛИ 1,05 (Л;(.,||,|.о.м

,(в случае короткой сети, например, сети собственных нужд электростанции

Способы регулирования напряжения

Различают два способа регулирования напряжения: местное и централизованное.

Под местным регулированием понимают регулирование напряжения непосредственно на месте потребления, т. е. его стабилизацию на заданном уровне у каждого отдельного потребителя (например, стабилизаторы для телевизоров) или сразу для группы потребителей (например, для одного или нескольких домов). В последнем случае в какой-то точке сети устанавливают трансформатор с устройством для регулирования напряжения. Это устройство включают, когда у всех потребителей, питаемых от этого трансформатора, надо поддержать напряжение на определенном уровне (например, 220 В).

Регулирование напряжения может быть автоматическим, без отключения трансформатора от сети. При этом потребитель даже не чувствует, что в трансформаторе происходят какие-то изменения. Такое регулирование напряжения называют регулированием под нагрузкой (РПН). Однако РПН требует применения сложных и дорогих переключающих устройств. Поэтому для трансформаторов небольшой мощности часто применяют регулирование напряжения без возбуждения, т. е. после отключения всех их обмоток от сети. Этот способ регулирования сокращенно называют ПБВ (переключение без возбуждения). После переключения трансформатор вновь включается в работу. При этом способе потребителя на какое-то время вообще отключают от сети. Особенно неудобно это там, где нагрузка меняется часто. Зато устройства ПБВ просты по конструкции и относительно дешевы.

Под централизованным регулированием понимают регулирование напряжения непосредственно на шинах генераторов электростанций при помощи изменения их возбуждения. Централизованное регулирование осуществляют обычно как «встречное», т. е. таким образом, чтобы оно заранее «встречало» колебания напряжения, вызванные нагрузкой. Так, в период наибольших нагрузок у генераторов поднимают напряжение выше номинального, чтобы компенсировать повышенные потери напряжения в сети и поддержать его у потребителя близким к поминальному. И наоборот, когда нагрузка снижается, уменьшают возбуждение у генераторов и соответственно напряжение в сети.

Основными электроприемниками реактивной мощности являются асинхронные двигатели, трансформаторы, люминесцентные лампы, индукционные печи, реакторы и т.д.

Генераторы электростанций являются основными источниками реактивной мощности. Номинальный коэффициент мощности генераторов, равный отношению активной мощности генератора Р_г к его полной мощности S_г(cos j_г = P_г/S_г), составляет 0,85—0,9, и, значит, выработка реактивной мощности генераторами не может превышать 0,5—0,6 генерируемой ими активной мощности. Это означает, что генераторы электростанций не могут обеспечить всей потребности в реактивной мощности. Поэтому в ЭЭС широко применяются компенсирующие устройства. К ним относятся:

· конденсаторные батареи (КБ), применяемые в основном на напряжении 0,22—10 кВ. Будучи установленными в узлах нагрузки, они позволяют частично разгрузить электрические сети от передачи по ним реактивной мощности;

· синхронные компенсаторы (СК) — синхронные машины, работающие без нагрузки на валу, т.е. в режиме холостого хода. Синхронные компенсаторы выпускаются сравнительно большой мощности (50—320 MB · А) и устанавливаются, как правило, на районных подстанциях, где график нагрузки меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции напряжением 330—500 кВ и выше, где СК устанавливаются на шинах низшего напряжения (10—20 кВ). Синхронный компенсатор может быть снабжен устройством автоматического регулирования возбуждения, и при снижении напряжения он автоматически будет увеличивать выработку реактивной мощности, тем самым стабилизируя напряжение;

· статические тиристорные компенсаторы (СТК) состоят из параллельно включенных управляемых реакторов и КБ, которые подключаются к сети высокого напряжения через трансформатор. Для регулирования реактивной мощности используются тиристоры. Такое сочетание реакторов и КБ позволяет использовать СТК как для генерации (при преобладании емкостного элемента), так и для потребления реактивной мощности (при преобладании индуктивного элемента). Статические тиристорные компенсаторы выпускаются большой номинальной мощности и устанавливаются на промежуточных и конечных подстанциях мощных электропередач, а также в крупных узлах нагрузки для стабилизации режима сети при резкопеременном характере нагрузки. Использование СТК в питающих сетях позволяет: стабилизировать напряжение в месте подключения СТК; уменьшить потери активной мощности в электропередаче; увеличить пропускную способность линии и тем самым устранить необходимость сооружения новой линии; улучшить условия регулирования напряжения; демпфировать колебания мощности и напряжения;

· шунтирующие реакторы (ШР) используются для потребления излишней реактивной мощности в ЭЭС и ввода напряжений в допустимую область. Реакторы абсолютно необходимы при наличии в ЭЭС протяженных воздушных линий сверхвысокого напряжения, которые, как указывалось выше, генерируют реактивную мощность, вследствие чего возможно увеличение напряжений на элементах ЭЭС сверх допустимых значений. Устанавливаются реакторы на конечных и промежуточных подстанциях длинных линий электропередач, их включение и отключение производится дежурным персоналом по распоряжению диспетчера ЭЭС. Использование регулируемых ШР позволяет осуществить стабилизацию напряжения в точке подключения реактора.

Методы регулирования напряжения. Устройства регулирования напряжения

Регулирование напряжения в центрах питания. Метод встречного регулирования. Регулирование напряжения на электростанциях.

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях.

5.1 Устройство РПН двухобмоточного трансформатора.

5.2 Устройство РПН автотрансформатора.

Напряжение в узлах сети постоянно меняется из-за изменения нагрузки, ре-жима работы источников питания, схемы сети.

Режим напряжений в электрической сети должен быть таким, чтобы были выполнены требования ГОСТ в отношении допустимых отклонений напряжения для электроприемников, которые питаются от этой сети. Значения отклонений напряжения часто превышают допустимые по следующим причинам:

· большие потери напряжения в сети;

· неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности сило-вых трансформаторов;

· неправильное построение схемы сети.

Очень часто эти причины возникают при развитии сети, при ее реконструк-ции. Поэтому чтобы обеспечить необходимые отклонения напряжения на шинах электроприемником следует применять регулирование напряжения.

Регулированием напряжения называется процесс изменения напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических средств.

Способы регулирования напряжения возникли с возникновением электриче-ских сетей. Их развитие происходило от низших уровней управления к высшим. Сначала использовалось регулирование напряжения в центрах питания распреде-лительных сетей и непосредственно у потребителей и на энергоблоках электро-станций. Сейчас эти методы регулирования напряжения называются локальными. По мере развития сетей и объединения их в крупные энергосистемы возникла необходимость координировать работу локальных методов. Координирование от-носится к высшим уровням регулирования напряжения.

Локальное регулирование может быть централизованным и местным. Цен-трализованное управление выполняется в центрах питания. Местное регулирова-ние проводится непосредственно у потребителей. Регулирование напряжения в центрах питания приводит к изменению режима напряжения во всей сети, которая

питается от него. Местное регулирование приводит к изменению режима напря-жения в ограниченной части сети.

Регулирование напряжения в центрах питания

Центрами питания (ЦП) могут быть шины генераторного напряжения элект-рических станций, низшего напряжения районных подстанций или подстанций глубокого ввода.

Регулирование напряжения на генераторах электростанций выполняется за счет изменения тока возбуждения с помощью устройства автоматического регу-лирования возбуждения (АРВ).

Регулирование напряжения на шинах низшего напряжения понижающих по-дстанций производится с помощью:

· трансформаторов со встроенными устройствами для регулирования на-пряжения под нагрузкой (РПН);

· синхронных компенсаторов (СК);

· линейных регуляторов (ЛР).

При этом регулирование напряжения производится автоматически в преде-лах располагаемого диапазона регулирования. Регулирование напряжния проис-ходит одновременно для всех линий электропередач сети, которые питаются от шин центра питания.

Качество напряжения обеспечивается только в том случае, когда к шинам центра питания присоединены однородные потребители. Для них график измене-ния нагрузки является однотипным.

Если электроприемники имеют разные графики нагрузки, то в центре пита-ния применяют схемы группового централизованного регулирования. В этом слу-чае электроприемники делят на группы в соответствии с характером их нагрузки. Линии электропередач, которые питают такие группы электро-приемников, ста-раются присоединить к разным секциям шин центра питания и регулировать на-пряжение на каждой секции отдельно.

Если такой возможности нет, то в центре питание выполняется регули-рование как для группы однородных потребителей. У тех потребителей, которым этого регулирования напряжения оказалось недостаточно, выполняется и местное регулирование напряжения.

В зависимости от характера электроприемников можно выделить три подти-па регулирования напряжения:

· двухступенчатое регулирование напряжения;

Стабилизация напряжения применяется для потребителей с практически не-изменной нагрузкой в течение суток (трехсменные предприятия).

Двухступенчатое регулирование выполняется для электроприемников с ярковыраженным двухступенчатым характером изменения нагрузки. (односменные

предприятия). В этом случае поддерживается два уровня напряжения в сутки в соответствии с графиком нагрузки.

В случае переменной суточной нагрузки выполняется встречное регули-рование.Этот подтип регулирования напряжения самый распространенный.

Метод встречного регулирования

Суть метода встречного регулирования заключается в изменении напряжения в зависимости от изменения графика нагрузки электроприемника.

Согласно метода встречного регулирование напряжение на шинах низшего напряжения районных подстанций в период максимальной нагрузки должно под-держиваться на 5 % выше номинального напряжения питаемой сети. Эта цифра приведена в ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Опыт эксплуатации показывает, что следует повышать напряжение на 10 %, если при этом отклонение напряжения у ближайших потребителей не превосходит допустимого значения. В период минимальной нагрузки (Р_мин ≤ Р_макс) напряжение на шинах 6-10 кВ ПС по-нижается до номинального напряжения.

Рассмотрим этот метод на примере следующей сети (рис. 18.1).

ЭП А

Рисунок 18.1 – Схема участка электрической сети

В режиме максимальной нагрузки в центре питания поддерживается напря-жение U_{1 НБ.} На шинах высшего напряжения ПС напряжение ниже из-за потерь напряжения в ЛЭП₁. Обозначим это напряжение U_{2 В}. Напряжение на шинах низ-шего напряжения этой подстанции приведенное к напряжению высшей обмотки

U ₂ * _нниже напряжения U_2Вна величину потери напряжения в трансформаторе.

Если бы на ПС не было регулирования напряжения (К_т =1), то фактическое на-пряжение на шинах низшего напряжения ПС в относительных единицах было бы

равно напряжению U ₂ * _н . Это и есть напряжение на шинах электроприемника А.

Его величина удовлетворяет нормам ПУЭ. Напряжение на шинах электропри-емника Б (U_{Б без рег.}) меньше напряжения на шинах электроприемника А на вели-чину потери напряжения в ЛЭП₂. Его величина не соответствует требованиям ПУЭ. При регулировании напряжения ( K_т ¹1) напряжение на шинах низшего на-

пряжения ПС поддерживается на 5 % выше номинального напряжения сети. Под-нять напряжение на 10 % выше номинального значения напряжения сети нельзя, потому что в этом случае напряжение на шинах потребителя А не соответствова-

ло бы нормам ПУЭ. При регулировании напряжения величина напряжения на шинах электроприемника Б входит в зону допустимых значений.

Рисунок 18.2 – Встречное регулирование напряжения

В режиме минимальных нагрузок напряжение в центре питания выше, поте-ри напряжения в элементах сети меньше. Поэтому без регулирования напряжения и напряжение на потребителе А, и напряжение на потребителе Б выше рекомен-дованных ПУЭ. Изменением коэффициента трансформации обеспечивается допу-стимая величина отклонения напряжения на шинах обоих потребителей.

Наибольшее отклонение напряжения наблюдается в аварийных режимах ра-боты системы. В этом случае поддерживать напряжение у всех потребителей в за-данных пределах для нормального режима работы без значительных затрат на специальные устройства регулирования напряжения невозможно. Поэтому в ава-рийных режимах допускается большее отклонение напряжения.