Способы регулирования напряжения в электрических сетях

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 В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

СПОСОБЫ И ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Потребление мощности в ЭЭС изменяется в течение времени. Разным режимам работы потребителей соответствуют разные потоки мощности, передаваемые по сети и, следовательно, разные потери напряжения. В режиме наибольших нагрузок сеть, как правило, сильно зафужена и потери напряжения в ее элементах большие. В других нормальных режимах потери напряжения меньше, а в режиме наименьших нагрузок могут быть совсем незначительными.

Отклонение напряжения в узлах сети обычно определяется в процентах относительно номинального напряжения сети:

Наибольшие отклонения напряжения у потребителей, как правило, наступают в аварийных режимах — при отключениях линий и выходе из работы крупного оборудования (генераторов, трансформаторов).

Работа элсктроприемников с наилучшими технико-экономическими показателями (высокий КПД, надежность, электромагнитная безопасность и т. п.) возможна только при небольших отклонениях напряжения на их выводах. ГОСТ 32144-2013 определяет отрицательное 51/₍_) и положительное 5отклонения напряжения

электропитания в точке передачи электрической энергии от номинального / согласованного значения, % (см. раздел 4.1), а государственные стандарты на номинальные напряжения (см. табл. В.2 и раздел 2.5) устанавливают наибольшие рабочие напряжения для оборудования ЭЭС. Требования к отклонению напряжения в точках присоединения в сети электроприемников потребителей определяются самими электроприемниками. Для большинства электроприемников отрицательное и положительное отклонения напряжения не должны превышать 5 % номинального напряжения.

Нижний уровень напряжений в электрической сети определяется условиями регулирования напряжения в распределительных сетях и устойчивостью работы ЭЭС. Указанные требования к отклонению напряжения в электрической сети и на выводах электроприемников обусловливают необходимость регулирования напряжения во всех видах электрических сетей. Различают централизованное и локальное регулирование напряжения.

При централизованном регулировании напряжение изменяют в центре питания (ЦП), которым могут быть шины электростанции, а также шины среднего или низкого напряжения понижающей подстанции. Локальное регулирование используется в питающих и распределительных сетях для отдельных групп потребителей или электроприемников (групповое регулирование). Иногда регулирование выполняется для отдельного элекгроприемника (индивидуальное регулирование).

Рассмотрим схему электрической сети, показанную на рис. 5.1. Напряжение на генераторе, равное номинальному напряжению генератора, на 5 % выше номинального напряжения сети. Если сеть имеет номинальное напряжение 10 кВ, то номинальное напряжение генератора 10,5 кВ. На генераторе допускается нормальное превышение напряжения относительно его номинального напряжения на 5%. Пусть генератор (рис. 5.1) работает с наибольшим рабочим напряжением, тогда отклонение напряжение на его выводах составляет +10% относительно номинального напряжения сети.

Силовые трансформаторы, как правило, имеют номинальные напряжения обмоток на 5. 10 % выше номинального напряжения сети, к которой они присоединены. Это требуется потому, что рабочее напряжение сети стремятся поддерживать выше номинального напряжения из условия необходимости компенсации потерь напряжения. Следовательно, трансформаторы работают на повышенном напряжении и с целью их работы с величиной тока намагничивания, соответствующего линейной части характеристики намагничивания, обмотки трансформатора рассчитывают на номинальное напряжение, большее чем номинальное напряжение сети.

Рис. 5.1. Схема электрической сети и графики отклонения напряжения

В каждом элементе цепочки шин а, А, А, показанной на рис. 5.1, теряется напряжение. В режиме максимальных нагрузок эта величина в среднем для достаточно протяженных ВЛ равна 10%, а для трансформаторов 5%. Отклонение напряжения в конечной точке А без использования специальных средств составило бы величину:

Такое снижение напряжения недопустимо для всякого потребителя и для электрической сети. Поэтому трансформаторы даже без каких-либо средств регулирования напряжения изготовляются с таким соотношением напряжений обмоток, чтобы обеспечить добавку напряжения при трансформации порядка 5 %. На рис. 5.1 указаны действительные и относительные величины номинальных напряжений обмоток трансформаторов. Разность относительных напряжений для каждого трансформатора дает его добавку напряжения Е_т, следовательно, в среднем можно считать, что при потерях напряжения в трансформаторе порядка 5 % они компенсируются добавкой напряжения трансформатора, и в расчете по формуле (5.2) отклонение напряжения в точке It окажется не —40 %, а -20 %. Этого, однако, также нельзя допустить, поскольку в конечном счете к точке h присоединяется распределительная сеть 10/0,38 кВ, где тоже есть потери напряжения, которые необходимо компенсировать положительным отклонением величины напряжения в точке h до 5. 10%. Следовательно, в цепочке а, . h требуется еще суммарная добавка напряжения порядка (5. 10 %) — (-20 %) = 25. 30%. Это достигается установкой в сети устройств регулирования напряжения, которые либо обеспечивают снижение потерь напряжения в линиях и трансформаторах, либо вводят дополнительные добавки напряжения в трансформаторах. Следует отметить, что в рассматриваемой схеме сети трансформатор Т1 является повышающим, а все другие — понижающими. Повышающий трансформатор на электростанции не имеет устройства регулирования напряжения, и регулирование напряжения на электростанции возможно только за счет генераторов.

Способами регулирования напряжения являются:

• • регулирование напряжения на элекгростанциях;
• • с помощью регулирующих устройств трансформаторов на понижающих подстанциях;
• • с помощью изменения потерь напряжения в электрической сети.

Изменение напряжения на электростанциях в ЭЭС может одновременно изменить напряжения во всей передающей сети высокого и сверхвысокого напряжения и связано с перераспределением реактивной мощности между электростанциями. В случае сети, питающейся от одной электростанции (рис. 5.2, а), напряжения меняются во всех узлах сети.

Изменение коэффициента трансформации одного из понижающих трансформаторов влияет на напряжение шин низкого напряжения (НИ) только на данном трансформаторе и на напряжения сети, которая питается от этих шин (рис. 5.2, а).

Установка КУ на одной из понижающих подстанций изменит потоки реактивной мощности в ЛЭП по пути от ЦП до данной подстанции и, следовательно, падения напряжения в этих ЛЭП. Это изменит напряжения во всех узлах сети, кроме ЦП (рис. 5.2, б). Изменить потери напряжения на участках электрической сети можно также отключением и включением части параллельных элементов в сети, например, одной цепи двухцепной ЛЭП (рис. 5.2, б).

Рис. 5.2. Схема электрической сети с областями влияния при использовании различных способов регулирования напряжения

Регулирование напряжения в электрических сетях выполняется по одному из грех принципов:

• • стабилизация напряжения;
• • стабилизация по заданному графику напряжения:
• • встречное (согласное) регулирование.

В соответствии с принципом стабилизации напряжение на шинах нагрузки поддерживается всегда на заданном уровне (рис. 5.3, а). Регулирование по заданному фафику предусматривает стабилизацию разных на различных временных интервалах заданных значений напряжений. В этом случае график напряжения будет ступенчатым, например, в часы утреннего и вечернего максимума напряжение поддерживается выше, чем в остальные часы суток (рис. 5.3, б). Принципы стабилизации используются при регулировании напряжения на электростанциях и в специальных случаях для индивидуального регулирования напряжения у некоторых электроприемников.

Рис. 5.3. Графики напряжения

Принцип встречного регулирования устанавливает значение напряжения на шинах НН понижающих подстанций в зависимости от тока нагрузки. Согласно ПУЭ на шинах ЦП 6. 20 кВ должно

Рис. 5.4. Принцип встречного регулирования напряжения

обеспечиваться встречное регулирование напряжения, при котором напряжение ЦП должно увеличиваться по мере роста нагрузки. В часы максимальной нагрузки напряжение поддерживается на 5. 10% выше номинального (не ниже 1,05 от номинального напряжения), а в часы минимальных нагрузок не выше номинального значения. График напряжения на шинах ЦП по форме повторяет график токовой нагрузки (рис. 5.3, в). Характеристика регулятора напряжения является линейной в зависимости от тока нагрузки (рис. 5.4).

К средствам регулирования напряжения относятся регуляторы напряжения на электростанциях, регулирующие устройства на понижающих трансформаторах, специальные регулировочные трансформаторы и КУ. Кроме того, к средствам регулирования напряжения можно отнести системы отключения (включения) части параллельно работающих элементов электрической сети.

Способы и средства регулирования напряжения

Под регулированием напряжения понимается комплекс технических мероприятий по ограничению отклонений напряжений от их номинальных значений на шинах потребителей электроэнергии в допустимых пределах. Кроме того, регулирование напряжений выполняется в системообразующей и распределительных сетях электроэнергетических систем с целью обеспечения экономичной и надежной работы энергетического оборудования и поддержания напряжений в узлах сети в технически допустимых границах. Таким образом, регулирование напряжений производится как в системах электроснабжения потребителей, так и в сетях электроэнергетических систем.

Регулирование напряжения связано с балансом реактивной мощности в сети и на шинах потребителей электроэнергии. Пониженные уровни напряжений наблюдаются, как правило, в районах с дефицитом реактивной мощности.

Различают централизованное и местное регулирование напряжения. При централизованном регулировании в питающем узле одновременно поддерживаются допустимые уровни напряжения в целом для группы потребителей близлежащего района. Местное регулирование предполагает поддержание требуемых уровней напряжения непосредственно на шинах потребителя.

Следует заметить, что разграничение между местным и централизованным регулированием напряжений дать сложно, так как местное регулирование напряжения в узлах электроэнергетических систем является одновременно централизованным для потребителей электроэнергии, получающих питание из этого узла.

Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование выполняется одновременно для группы потребителей, индивидуальное регулирование – для одного конкретного, как правило, особого потребителя.

Централизованное регулирование напряжения в зависимости от характера графиков нагрузок можно условно разбить на три типа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование; встречное регулирование напряжения.

Стабилизация напряжения применяется для потребителей для потребителей с практически неизменной нагрузкой, где требуемый уровень напряжения необходимо поддерживать неизменным в течение суток. График нагрузки таких предприятий показан на рисунке 14.1, а.

Рисунок 14.1 – График нагрузок потребителей:

а – неизменный; б – двухступенчатый; в – многоступенчатый.

Двухступенчатое регулирование применяют для нагрузок, график которых имеет два явно выраженных уровня (рисунок 14.1, б). При этом поддерживаются два требуемых уровня напряжения в соответствии с графиком нагрузок. Обычно требуемый уровень напряжения в режиме максимальных нагрузок выше, чем в режиме минимальных нагрузок.

Встречное регулирование напряжения применяется для потребителей с переменным, многоступенчатым графиком нагрузок (рисунок 14.1, в) и является развитием двухступенчатого. Для каждого значения нагрузки в системе электроснабжения потребителя будут иметь место свои значения потерь напряжения. Для поддержания требуемых уровней напряжений на шинах потребителя напряжение следует регулировать в соответствии с графиком нагрузок.

Встречное регулирование заключается в поддержании повышенного напряжения на шинах электрических станций или понижающих подстанций в период наибольших нагрузок и в снижении его до номинального в период наименьших нагрузок.

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей как удаленных от питающей подстанции, так и близлежащих вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах максимальных и минимальных нагрузок соответственно повышается и понижается и поэтому называется встречным.

Практически, без специальных регулирующих устройств, допустимый режим напряжений может быть обеспечен только в условиях, когда суммарные потери напряжения в электрической сети относительно невелико. Такие условия имеют место в электрических сетях небольшой протяженности с малым числом промежуточных трансформаций.

Современные отечественные электрические системы характеризуются многоступенчатой трансформацией и все увеличивающейся длиной линии различных напряжений. Суммарная величина потерь напряжения на пути передачи электроэнергии от ее источников до приемников получается весьма большой. При изменении значений нагрузок от наименьших до наибольших суммарные потери напряжения также изменяются. В результате на зажимах электроприемноков имеет место изменение напряжения в весьма значительных предела, существенно превышающих допустимые. В этих условиях нельзя обеспечить требуемое качество напряжения без применения специальных регулирующих устройств.

Задачей регулирования напряжения является намеренное изменение режима напряжений в отдельных пунктах сети по заранее заданным законам. Более надежным и экономичным является автоматическое регулирование напряжения. Законы регулирования напряжения должны устанавливаться из условий обеспечения наиболее экономичной совместной работы источников реактивной мощности, электрических сетей и присоединенных к ним электроприемников. Выбор исходных положений для регулирования напряжения во многом зависит от местных условий, типа сети, состава электроприемников и т. п.

Средствами регулирования напряжения могут служить: генераторы на электростанциях, трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и без нагрузки (ПБВ); вольтодобавочные трансформаторы и линейные регуляторы; компенсирующие устройства, вырабатывающие (батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы в перевозбужденном режиме) и потребляющие (реакторы, синхронные компенсаторы в недовозбужденном режиме) реактивную мощность. Кроме того, регулирование напряжения может осуществляться изменением конфигурации сети. Некоторое участие в регулировании напряжения принимают и нагрузки, снижающие потребление активной и особенно реактивной мощности при снижении напряжения на шинах (регулирующий эффект нагрузки).

Средства регулирования напряжения можно рассмотреть на примере распределительной сети, присоединенной к шинам центра питания (ЦП). Величины отклонений напряжений у электроприемников (ЭП) зависят от многих факторов: режима напряжений в ЦП, потерь напряжения в элементах сети, по которым осуществляется электроснабжение данных электроприемников от ЦП, наличия в этой сети дополнительных регулирующих устройств.

Для схемы, показанной на рисунке 14.2, могут быть использованы следующие способы регулирования напряжения:

а) изменение режима напряжений или регулирование напряжения на шинах ЦП;

б) изменение значений потерь напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или на нескольких участках сети одновременно;

в) изменение коэффициентов трансформации нерегулируемых и регулируемых под нагрузкой трансформаторов и автотрансформаторов, линейных регуляторов (ЛР), включенных на участке сети ЦП-ЭП. При этом изменяются величины соответствующих добавок напряжения.

Рисунок 14.2 – Схема электрической сети

Регулирование напряжения на ЦП обычно приводит к изменению режима напряжений во всей присоединенной к ЦП сети. Поэтому остальные способы относятся к местному регулированию напряжения, приводящему к изменению режима напряжений в ограниченной части распределительной сети.

В дальнейшем под изменением напряжения понимается его корректировка с помощью единовременного мероприятия, проводимого на длительный период времени. К числу таких мероприятий относятся: изменение рабочего положения регулировочного ответвления нерегулируемого трансформатора; включение установки продольно-емкостной компенсации; включение дополнительной линии; замена сечения проводов и т. п. При этом режим напряжений может быть существенно улучшен. Однако закон изменения напряжения остается вынужденным, обусловленным изменением нагрузки.

Под регулированием понимается текущее изменение параметров системы (напряжения, коэффициента трансформации, потерь напряжения), применяемое в целях обеспечения желательного режима напряжений. Регулирование может проводится автоматически. Закон регулирования должен специально подбираться.

Среди способов регулирования напряжения следует особо выделить применение автоматизированных источников реактивной мощности (компенсирующих устройств). Использование компенсирующих устройств очень важно в связи с тем, что регулирование напряжения в электрической сети практически возможно только в том случае, когда имеется достаточный резерв реактивной мощности. Это объясняется тем, что понижение уровня напряжения в сети обычно связано с заметным ростом потребляемой реактивной мощности. Дополнительно требуемая реактивная мощность при этом должна быть покрыта за счет имеющегося резерва.

Центрами питания распределительных электрических сетей могут быть шины генераторного напряжения электростанций или шины НН понизительных подстанций.

Напряжение на шинах генераторного напряжения станций регулируется путем изменения тока возбуждения генераторов автоматически с помощью специальных автоматических регуляторов возбуждения (АВР). Регулирование на шинах низшего напряжения понизительных подстанций может производиться с помощью:

а) трансформаторов с РПН;

б) синхронных компенсаторов;

в) линейных регуляторов ЛР.

Напряжение при этом должно регулироваться автоматически с помощью регуляторов напряжения по желаемому закону в пределах располагаемого диапазона одновременно для всех линий распределительной сети, присоединенных к шинам данного ЦП. Поэтому эти схемы централизованного регулирования могут обеспечить требуемое качество напряжения у электроприемников только в тех случаях, когда к шинам ЦП присоединяются линии распределительной сети, питающие однородных потребителей. Под однородными потребителями понимаются группы электроприемников, для которых графики изменения нагрузок во времени являются практически однотипными.

В случае присоединения к ЦП линий распределительной сети, питающих разнородных потребителей, следует применять схемы группового централизованного регулирования.

Анализ возможных способов регулирования напряжения можно выполнить, рассматривая потери напряжения. Значение потерь напряжения (%) в некотором –м элементе распределительной сети (рисунок 14.3) с достаточной степенью точности выражается следующим образом:

где слагаемые потерь напряжения, обусловленные соответственно передачей активной и реактивной мощности.

Рисунок 14.3 – Схема распределительной сети (а) и векторная диаграмма напряжений (б)

Обычно для элемента сети заданными являются номинальное напряжение и активная мощность в рассматриваемом режиме нагрузки. Отсюда следует, что величину потерь напряжения в данном элементе сети можно изменить либо путем изменения его активного или индуктивного сопротивления, либо путем изменения передаваемой по нему реактивной мощности.

Изменение величины передаваемой реактивной мощности влияет на уровни напряжения. Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами станций, но и другими источниками реактивной мощности – компенсирующими устройствами (КУ). При наличии КУ необходимая потребителям реактивная мощность может вырабатываться разными источниками. Регулируя долю выработки реактивной мощности разными источниками, можно изменять нагрузку сети на участке между ними, а следовательно, и величину потерь напряжения на этом участке сети (рисунок 14.3) [28].

Методы, способы и средства регулирования напряжения в электрических сетях промышленных предприятий

В связи с тем, что электрические нагрузки как отдельных ЭП, так и потребителей электроэнергии непрерывно меняются, даже при поддержании постоянного напряжения у источника питания (ИП) напряжение в различных узлах электрической сети и на зажимах ЭП будет непрерывно изменяться. В целях задержания ПКЭ на ГБП электрических сетей и на зажимах ЭП в установленных нормами пределах необходимо осуществлять регулирование напряжения в электрической сети предприятия.

Существуют два метода обеспечения ПКЭ:

1) правильный выбор параметров отдельных элементов и схемы СЭС при ее проектировании;

2) применение специальных технических средств.

К основным мероприятиям первого метода по поддержанию отклонений напряжения в установленном нормами диапазоне могут быть отнесены:

1) разукрупнение ПГВ (ГПП) и приближение их к центру электрических нагрузок (ЦЭН). Это приводит к снижению протяженности электрических сетей среднего напряжения 6 — 20 кВ, уменьшает неоднородность нагрузки, подключенной к одному трансформатору ПГВ (ГПП). Такое мероприятие особенно эффектно при применении токопроводов 6 — 10 кВ;

2) параллельная работа трансформаторов на ГПП и ПГВ. Она применяется редко, обычно обоснование ее необходимости производится на основании потребности поддержания таких ПКЭ, как коэффициенты обратной последовательности и несинусоидальности напряжения. Применение этого мероприятия ограничивается также недопустимыми уровнями токов КЗ;

3) устройство кабельных перемычек напряжением 0,4 — 0,66 кВ между шинами низкого напряжения комплектной трансформаторной подстанции (КТП). Это позволяет отключать в периоды минимальных нагрузок часть трансформаторов цеховых подстанций.

Второй метод по поддержанию отклонения напряжения в установленном нормами диапазоне предполагает применение специальных технических средств. Наиболее широкое распространение получили следующие средства регулирования напряжения в электрических сетях промышленных предприятий: генераторы с автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ), трансформаторы с РПН, вольтодобавочные трансформаторы и автотрансформаторы с ПБВ, СД и ССК, БСК поперечного и продольного включения.

Напряжение на шинах низкого напряжения понижающих трансформаторов (рисунке 4.1) в общем случае можно определить из выражения

где U_сн — напряжение сети 6 — 20 кВ; U_доб — добавка напряжения в ППЭ (за счет АРВ генератора, если для питания применяется генераторное напряжение, или за счет работы РПН понижающего трансформатора);

Рисунок 4.1 – Возможные способы регулирования напряжения в промышленных электрических сетях

Р_р, Q_р — расчетные значения активной и реактивной мощности на участке сети; Q_k — РМ, вырабатываемая источников РМ в узле нагрузки; Х_к — сопротивление БСК продольного включения.

Способы регулирования напряжения:

1) изменение напряжения в центре питания (ЦП);

2) изменение потоков РМ по электрической сети;

3) изменение сопротивления элементов сети;

4) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН и ПБВ, автотрансформаторов и линейных разрядников (ЛР).

Указанные способы хорошо иллюстрируются рисунке 4.1 и вышеприведенной формулой.

Для промышленных электрических сетей в настоящее время изготавливаются ЛР на напряжение 6 — 10 кВ типа ЛГМ с пределами регулирования ±8·1,2 % мощностью 1600 — 6800 кВ·А и на напряжение 6,6 — 38,5 кВ типа ЛТМН с пределами регулирования ±10*1,5 % мощностью 100 МВ·А (рисунке 4.2).

Рисунок 4.2 – Схема включения ЛР в электрическую сеть: ВДТ — вольтодобавочный трансформатор; AT — регули­руемый под нагрузкой автотрансформатор; П — переклю­чатель режима работы автотрансформатора; U₁ — напряже­ние электрической сети до точки подключения ЛР.

Изменение сопротивления сети с целью регулирования напряжения достигается включением последовательно в сеть БСК, а также изменением схемы сети (в эксплуатации). Регулируемые реакторы применяются только в сетях сверхвысоких напряжений 500 кВ и выше. На рисунке 4.3 представлена, схема последовательного включения БСК в сеть и векторная диаграмма тока и напряжений до и после подключения БСК.

Рисунок 4.3 – Схема последовательного включения БСК в элек­трическую сеть: R и X_L — соответственно активное и индуктивное сопротивления линии; Х_с — реактивное сопро­тивление БСК продольного включения; Р — разрядник

Если принять, что напряжение в начале линии до и после подключения осталось одинаковым (U₁ = U₁ ‘ ) и ток нагрузки не изменился, то диаграммы видно, что напряжение в конце стало выше, то есть U₂ ‘ > U₂.

Основные достоинства БСК при продольном (последовательном) включении в сеть:

— производится регулирование не только отклонений напряжения (ΔU), но и размахов колебаний напряжений (δU);

— при одинаковом регулирующем эффекте мощность БСК для установки продольной компенсации (УПК) необходима в 4 — 6 раз меньше, чем при включении БСК параллельно с индуктивной нагрузкой;

— БСК в УПК рассчитываются на напряжение, равное U_b = I_pX_k, а не на полное напряжение сети.

—могут возникать субгармоники при пуске АД на промежуточных частотах вращения и ферромагнитные резонансные явления при включении трансформаторов на холостой ход (субгармоники напряжения могут вызывать качания машин, мигание ламп ОУ, ненормальное гудение трансформаторов);

— при протекании токов КЗ в УПК могут возникать недопустимые высокие напряжения (для уменьшения токов КЗ в сети и предотвращения перенапряжения в УПК параллельно БСК подключают быстродействующий разрядник, шунтирующий УПК при возникновении КЗ в электрической сети).

4.6 Определение необходимых диапазонов регулирования напряжения в пунктах приема электроэнергии и допустимых потерь напряжения в распределительных электрических се­тях

Регулирование напряжения на шинах среднего напряжения 6 — 20 кВ ППЭ приводит к изменению напряжения во всей электрической сети. Такое регулирование называется централизованным. Если применение технического средства вызывает изменение напряжения только в отдельных частях электрической сети, то такое регулирование называется местным. Централизованное регулирование, как правило, встречное или согласованное, потому что в часы максимальных нагрузок напряжение на шинах ППЭ повышается, а в часы минимальных нагрузок снижается. Автоматическое регулирование РПН при этом ведется по одному току нагрузки. Централизованное регулирование напряжения в ППЭ может обеспечить требуемое качество электроэнергии у ЭП при установке ПБВ распределительных трансформаторов (РТ) на соответствующее регулировочное ответвление, если ЭП однородные графики изменения их электрических нагрузок практически однотипны). Если же к шинам ППЭ подключены разнородные ЭП, то приходится применять либо средства местного регулирования напряжения, либо так называемые схемы группового (дифференцированного) регулирования, при этом ЭП разделяются на группы в соответствии с характером их нагрузки и разнотипные группы подключаются к различным секциям шин трансформаторам) ППЭ. Иногда на ППЭ нельзя или затруднительно разделить линии среднего напряжения на такие группы по условиям надежности электроснабжения или когда неоднородные потребители рассредоточены вдоль линии. В этих случаях на шинах ППЭ урегулирование напряжения ведется в соответствии с условиями, которые определяются той группой однородных потребителей, которая имеет наибольшую долю в общей электрической нагрузке. Для обеспечения необходимых уровней напряжения у остальных ЭП, питающихся с данного ППЭ, должны быть использованы средства местного регулирования напряжения (ЛР, СД, БСК, трансформаторы с ПБВ). Необходимо отметить, что применение централизованного регулирования напряжения в ППЭ значительно затрудняет применение трансформаторов с расщепленными обмотками сдвоенных реакторов, так как эффективное использование РПН в этом случае возможно только при условии поддержания на секциях шин ГПП ПГВ одинаковой нагрузки. В то же время применение трансформаторов с расщепленными обмотками и сдвоенных реакторов очень эффективно с точки зрения ограничения токов КЗ и улучшения качества электроэнергии для питания с различным характером изменения нагрузки.

Для анализа режимов напряжения необходимо применять методы теории вероятности и математической статистики. Однако для упрощения практического представления о возможных режимах на шинах ППЭ и во всей распределительной электрической сети, а также допустимых потерь напряжения в электрических сетях среднего и низкого напряжения целесообразно использовать графические представления с учетом крайних наиболее характерных режимов работы потребителей: с наибольшими и наименьшими электрическими нагрузками. В качестве критерия правильности решения вопросов регулирования напряжения принимается условно для всех ЭП, присоединенных к рассматриваемой электрической сети, с отклонение напряжения (V) от номинального (U_H) не должно выходить пределы допустимых значений, то есть

V₊ ≥ V ≥ V_,

где V₊ и V_ — пределы технически допустимых значений отклонений напряжений от номинального положительного и отрицательного.

Для режима наибольших нагрузок в соответствующих точках сети потери и отклонения напряжения обозначаются ΔU_i ‘ и V_i ‘ а для режима наименьших нагрузок – ΔU» и V«. Разность между отклонениями напряжения в данной точке сети в максимальном и минимальном режимах называется диапазоном отклонения напряжения, который определяется из выражения

Анализ режимов напряжения в электрических сетях предприятий показывает, что для обеспечения необходимого режима напряжения у ЭП нужно выполнять следующие требования:

— со стороны питающей сети к входным зажимам понижающих трансформаторов должно быть подведено напряжение, находящееся в

— автоматический регулятор устройства РПН понижающих трансформаторов должен иметь специально выбранные уставки применительно к условиям рассматриваемой сети;

— в распределительной сети среднего напряжения потери напряжения не должны быть больше допустимого значения;

— РТ должны быть включены на специально подобранные рабочие регулировочные ответвления;

— в распределительных сетях низкого напряжения потери напря­жения не должны быть больше допустимого значения.

В настоящее время трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ имеют диапазоны регулирования ±16 % (9·1,78 %), с высшим напряжением 220 кВ — диапазон ±12 % (8·1,5 %). Для обеспечения устойчивости регулирования напряжения зона нечувствительности регулятора устройства РПН должна быть больше ступени регулирования трансформатора ППЭ и принимается обычно равной 2,5 – 3 %. Выбор закона регулирования должен производиться для предельных режимов работы потребителей совместно с выбором регулировочных ответвлений РТ.

Соотношения между потерями и отклонениями напряжения в различных точках электрической сети рассмотрим на примере (рисунке 4.4).

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.

Вопрос

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.