Регулирование напряжения в электрических сетях

Протекание тока по элементам электрической сети сопровождается потерями напряжения. В результате по мере удаления от источника питания напряжение уменьшается. В то же время для нормальной работы электроприемников подводимое к ним напряжение может только незначительно отличаться от номинального напряжения и должно находиться в допустимых пределах. Согласно ГОСТ 13109-97 на качество электроэнергии для большинства электроприемников отклонение напряжения от номинального значения не должно превышать ±5 %. В послеаварийных режимах работы, длительность которых сравнительно невелика, допустимое отклонение напряжения увеличивается еще на 5 %. В электрических сетях высокого напряжения, к которым электроприемники непосредственно не присоединяются, также существуют допустимые пределы изменения напряжения. В частности, в установках высокого напряжения максимальное рабочее напряжение определяется условиями надежной работы изоляции и составляет от 105 до 120 % номинального значения, увеличиваясь по мере уменьшения номинального напряжения. Допустимые снижения напряжений в ЭЭС определяются условиями устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и узлов нагрузки. В питающих сетях нижние допустимые отклонения напряжений достигают 10—15 %. При оценке уровней напряжения следует иметь в виду, что нагрузки в течение суток непрерывно изменяются и, следовательно, изменяются потери напряжения и уровни напряжений у электроприемников.

Обеспечить выполнение требований к отклонениям напряжений в современных ЭЭС без применения специальных мер и устройств невозможно, что наглядно демонстрируется схемой передачи электроэнергии (рис. 14.1). Если принять, что на пути от генераторов электростанций до приемников электрическая энергия претерпевает четыре трансформации, при каждой трансформации потери напряжения составляют 5 %, а в каждой из сетей — 10 %, то суммарные потери напряжения могут составить 60 %.

Для обеспечения допустимых уровней напряжения в ЭЭС используются специальные технические средства — регулирующие устройства. Их назначение — уменьшение или компенсация потерь напряжения в сетях.

Для анализа возможностей уменьшения потерь напряжения в элементах ЭЭС (линиях, трансформаторах) воспользуемся выражением для их определения

где Р, Q — активная и реактивная мощности в элементе сети; R, X — активное и реактивное сопротивления элемента; U — напряжение на том конце элемента, где заданы мощности.

Из выражения следует, что потери напряжения уменьшаются при увеличении напряжения сети. Этим, в частности, объясняется, что с ростом передаваемой мощности увеличивается напряжение электропередачи. В условиях эксплуатации изменение номинального напряжения электрической сети требует ее реконструкции. Кроме того, увеличение номинального напряжения позволяет уменьшить потери напряжения, но его нельзя рассматривать как средство регулирования напряжения. Решение об уровне номинального напряжения принимается на основании данных о передаваемой мощности и расстоянии, на которое передается эта мощность.

Другая возможность — изменение мощности. Уменьшение активной мощности связано с ее недоотпуском потребителям и поэтому не может быть использовано. Уменьшить потоки реактивной мощности можно, как было показано выше, с помощью установки у потребителей источников реактивной мощности. При полной КРМ можно достичь нулевого потока реактивной мощности по элементу сети, хотя экономически это делать нецелесообразно.

Еще одна возможность влияния на потери напряжения связана с изменением сопротивления линии. Уменьшение активного сопротивления связано с увеличением сечения проводов ВЛ или с включением параллельно работающих элементов, что делать экономически нецелесообразно. Кроме того, эффективность такой меры для питающих сетей не столь высока, так как в них активные сопротивления элементов существенно меньше реактивных. Уменьшить реактивное сопротивление линии электропередачи можно, включив в нее установку продольной компенсации (УПК), которая представляет собой емкость с сопротивлением Х_C (рис. 14.2). В результате суммарное сопротивление линии уменьшается и становится равным X_лS = X_L - X_C, где X_L — индуктивное сопротивление линии. Но использование УПК только с целью уменьшения потерь напряжения также экономически не оправдано. Устройства продольной компенсации используются в целях повышения пропускной способности электропередач, повышения статической устойчивости ЭЭС.

Таким образом, наиболее эффективным и используемым средством уменьшения потерь напряжения является КРМ, однако при этом следует отметить, что основным ее назначением остается все-таки снижение потерь активной мощности и электроэнергии в сети. Основным же средством регулирования напряжения является использование специальных технических средств, которые рассматриваются ниже.

Синхронные генераторы. Будучи основным источником реактивной мощности в ЭЭС, генераторы электростанций одновременно являются важнейшим из средств регулирования напряжения. У большинства генераторов напряжение на его зажимах U_г может изменяться в пределах

Заданное значение напряжения может поддерживаться автоматическим регулятором возбуждения (АРВ). Напряжение на шинах генератора удается поддерживать на заданном уровне только в том случае, если генерируемая им реактивная мощность Q_г находится в допустимых пределах

При достижении реактивной мощностью предельного значения она фиксируется на этом значении и напряжение генератора уже будет изменяться следующим образом: при достижении нижнего предела изменения мощности — повышаться, при достижении верхнего предела — понижаться. Номинальная реактивная мощность генератора определяется номинальным коэффициентом мощности cosj_г. Если требуется загрузить генератор по реактивной мощности больше номинальной, то это возможно в некоторых пределах за счет снижения его активной мощности, так как увеличение реактивной мощности будет ограничиваться токами в статоре и роторе машины. Например, для турбогенераторов при номинальных активной мощности и коэффициенте мощности cosj_г = 0,85 реактивная мощность генератора составляет 0,6 его активной мощности. Уменьшение активной мощности до нуля позволяет увеличить реактивную мощность генератора только до 0,8 его активной мощности, таким образом, снижение активной мощности не дает существенного увеличения реактивной мощности.

Синхронные компенсаторы позволяют поддерживать и регулировать напряжение в пределах ±5 % в точке подключения за счет изменения тока возбуждения. Как и у генераторов, регулирование напряжения возможно при изменении реактивной мощности СК в допустимых пределах.

Ту же задачу решают СТК, с тем отличием от СК, что благодаря тиристорной системе управления регулирование осуществляется практически мгновенно. Это особенно важно для стабилизации переходных процессов в ЭЭС.

Трансформаторы, автотрансформаторы. Перечисленные выше регулирующие устройства изменяли режимные параметры — напряжение и реактивную мощность. Кроме них в ЭЭС широко используются линейные регулирующие устройства, позволяющие изменять параметры ветвей схемы замещения. К ним относятся двухобмоточные трансформаторы понижающих подстанций, автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы для связи сетей различного номинального напряжения, линейные регуляторы, работающие в блоке с автотрансформаторами.

В этих устройствах одна из обмоток имеет несколько регулировочных ответвлений, с помощью которых можно изменять количество рабочих витков обмотки и тем самым изменять коэффициент трансформации. Изменение коэффициента трансформации приводит к изменению напряжения на шинах нагрузки при одном и том же подведенном к трансформатору напряжении.

Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Трансформаторы первой группы имеют сравнительно небольшой регулировочный диапазон (±2x2,5 %), применяются в распределительных электрических сетях напряжением 6—35/0,4 кВ, и с их помощью осуществляется сезонное регулирование напряжения, так как выполнение переключения требует отключения потребителей на это время. Трансформаторы второй группы снабжены специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования напряжения. Наличие в трансформаторе устройства РПН обозначается буквой Н в указании его типа. Так, например, трансформатор ТДН-10000/110 имеет мощность 10000 кВ·А, напряжение обмотки НН U_{НН ном} = 11 кВ, напряжение основного ответвления обмотки ВН U_{ВН ном} = 115 кВ и возможность изменения этого напряжения в пределах ±9x1,78 %, т.е. в диапазоне ±16 %. Устройство РПН выполняется на обмотке ВН, так как она имеет меньший ток, и это позволяет сделать переключающее устройство более компактным, а его работу более надежной.

Действие трансформатора как регулирующего устройства показано на рис. 14.3, а. От шин подстанции системы через сеть (Z_э) и трансформатор питается нагрузка с мощностью S_н.

В схеме замещения (рис. 14.3, б) трансформатор представлен сопротивлением обмоток Z_т и идеальным трансформатором без потерь с коэффициентом трансформации n, который может регулироваться. Номинальный коэффициент трансформации равен n_ном = U_{ВН ном}/U_{НН ном} и за счет РПН может изменяться на величину Dn. Пределы регулирования, осуществляемого ступенями, у понижающих трансформаторов достигают ±(12—16 %). Так, у трансформатора ТДН-10000/110 номинальный коэффициент трансформации равен n_ном = 115/11 = 10,455, а величина Dn будет составлять

Изменение коэффициента трансформации на Dn вызывает изменение напряжения на шинах НН на величину DU₂ = De, и оно становится равным

т.е. изменяется на

Например, если при номинальном коэффициенте трансформации напряжение на нагрузке равно U₂ = 9,5 кВ, то после приведения его к стороне ВН оно будет равно U₂^′ = U₂n_ном = 9,5 · 115/11 = 99,32 кВ. Выполнив переключение РПН на пять ответвлений в отрицательную сторону, мы изменим коэффициент трансформации на Dn = –5 · 0,186 = –0,93 и тем самым увеличим напряжение на нагрузке на = 0,93 кВ. В результате такого изменения коэффициента трансформации напряжение на нагрузке станет равным 99,32 / (10,455 – 0,93) = 10,43 кВ.

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы связывают сети трех номинальных напряжений: высшего (ВН), среднего (СН) и низшего (НН). Трехобмоточные трансформаторы выпускаются на следующие сочетания номинальных напряжений: 220/35/6(10), 110/35/6(10) и 35/10/6 кВ. Так же как и двухобмоточные трансформаторы, они имеют устройство РПН со стороны нейтрали обмотки ВН, что позволяет одновременно изменять коэффициенты трансформации между обмотками ВН—СН и ВН—НН. Диапазон регулирования составляет ±(12—16) %.

Автотрансформаторы устанавливаются на мощных узловых подстанциях системообразующих и районных сетей. От шин среднего напряжения таких подстанций получают питание, как правило, целые районы с большим количеством пунктов потребления. По этой причине устройство РПН у автотрансформаторов установлено со стороны основного вывода обмотки среднего напряжения, что позволяет обеспечить регулирование напряжения на шинах СН подстанции с целью поддержания его желаемого уровня, исходя из требований питаемой сети. Таким образом, автотрансформаторы обеспечивают независимое от НН регулирование коэффициента трансформации n_В—С с ВН на СН. Диапазон регулирования составляет ±(10—12) %. Как и в случае с двухобмоточным трансформатором, коэффициент трансформации изменяется на Dn, но при расположении РПН со стороны СН изменяется напряжение только на шинах СН. Коэффициент трансформации n_В—Н не изменяется, и напряжение на шинах НН определяется режимом сети ВН. В этой ситуации могут не обеспечиваться требования к напряжению на шинах НН. В таких случаях регулирование напряжения на шинах НН производится либо имеющимися на мощных узловых подстанциях компенсирующими устройствами (СК, СТК), либо специально устанавливаемыми в цепи НН линейными регулировочными трансформаторами (ЛРТ). Последние имеют номинальный коэффициент трансформации, равный 1, и за счет РПН могут изменять его на ±15 %, обеспечивая независимость режима сети НН.

В распределительных сетях городских, сельских, промышленных потребителей электроэнергия распределяется от центров питания (ЦП), представляющих собой мощные подстанции энергосистемы. Обычно ЦП сооружаются в непосредственной близости или внутри достаточно обособленного района электропотребления. Внутри района распределение электроэнергии производится на напряжении 6-10 кВ. Расстановка дополнительных источников реактивной мощности в ЭЭС с целью снижения потерь активной мощности — задача технико-экономическая, поскольку здесь, как указывалось выше, следует сопоставить затраты на установку нового оборудования с эффектом от экономии потерь.

При управлении режимами ЭЭС с помощью АСДУ задача регулирования напряжения решается на этапах планирования режимов и оперативного управления и состоит в наиболее полном использовании имеющихся устройств для достижения экономического эффекта.

При планировании режимов на основе прогнозов нагрузки и состава работающего оборудования заблаговременно рассчитываются оптимальные режимы напряжений на заданный интервал времени, например на следующие сутки. Полученные таким образом графики оптимальных напряжений передаются на энергообъекты (электростанции, подстанции с регулирующими устройствами), где и должны выдерживаться оперативным персоналом или автоматическими устройствами

При оперативном управлении используется информация о фактическом состоянии ЭЭС и ее режиме, получаемая на основе телеизмерений и телесигнализации. Она вводится в ЭВМ АСДУ, обрабатывается и представляется диспетчеру в удобном для восприятия виде. В наиболее современных АСДУ наряду с представлением фактической режимной информации вырабатываются рекомендации диспетчеру по коррекции плановых графиков напряжений.

Определение пределов регулирования напряжения

1. Изменение напряжения – централизованное регулирование.

2. Использование технических средств, для регулирования напряжения в отдельных частях системы – местное регулирование.

Централизованное регулирование бывает в основном согласованным или встречным.

Согласованное – происходит во всех элементах сети одновременно.

Когда централизованного регулирования недостаточно, происходит местное регулирование, оно может быть согласованным и встречным.

Согласованное регулирование имеет место тогда, когда требуется снизить напряжение в одном электроприемнике –> снижают в другом элементе сети.

Поиск по сайту: