Электроэнергетических системах

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В

Встречное регулирование напряжения

 

Для детального рассмотрения особенностей встречного регулирования напряжения используем схему электропередачи, включающую в себя:

- центр питания (ЦП);

- линию электропередачи (ВЛ 1);

- районную понизительную подстанцию (ПС);

- линию электропередачи (ВЛ 2);

- шины подстанции потребителя (Н);

Питание потребителей осуществляется от шин районной и потребительской подстанций (точки А и Б).

Расчётная схема показана на рис.2.17, а.

Расчётной схеме соответствует схема замещения, показанная на
рис.2.17, б. На схеме замещения трансформатор представлен как два элемента: сопротивление и идеальный трансформатор.

Используя схему замещения, рассмотрим графики изменения напряжения для двух режимов:

1 – наибольших нагрузок,

2 –наименьших нагрузок.

На эпюрах напряжений откладываем по оси ординат значения отклонений напряжения в процентах от номинального напряжения анализируемого элемента (участка) схемы, рис.2.17, в.

Из рисунка видно, что если коэффициент трансформации трансформатора  соответствует номинальным параметрам (пунктирные линии), то в режиме наименьших нагрузок напряжения будут выше, а в режиме наибольших нагрузок - ниже допустимых для электроприемников. При этом приёмники электроэнергии, присоединённые к сети низкого напряжения в точках А и Б, будут работать в недопустимых условиях.

Переключая заранее выведенные отпайки обмотки высокого напряжения трансформатора, изменяем коэффициент трансформации трансформатора . При этом изменяем (т.е. регулируем) напряжение  (сплошные линии на рис.2.17, в).

 

Рис. 2.17. Эпюры распределения напряжения при встречном регулировании а – расчетная схема участка сети; б – схема замещения участка сети; в – эпюры напряжений

Правила выбора желаемого напряжения в центрах питания распределительных сетей:

1. В режиме наибольших нагрузок - стремятся предельно увеличить . На практике выбирают такое наименьшее стандартное значение , чтобы выполнялось условие:

.

2. В режиме наименьших нагрузок – уменьшаем напряжение  до величины, как можно более близкой к . На практике выбирают такое наибольшее значение , чтобы выполнялось условие:

.

Таким образом, напряжение в точках подключения потребителей (на рис.2.17): удалённых (точка Б) и близлежащих (точка А) вводится в допустимые пределы.

При таком регулировании в режимах наибольших нагрузок () и наименьших нагрузок () напряжение в ЦП соответственно повышается и понижается, откуда метод и получил своё название – встречное регулирование.

 

Переключающие устройства для изменения коэффициента

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

Выбор ответвлений РПН (ПБВ) на двухобмоточных трансформаторах

В практической деятельности инженера-электрика достаточно часто приходится решать задачу выбора ответвления РПН (или ПБВ) для поддержания заданного напряжения на вторичных выводах трансформатора.

Задача легко решается преобразованием выражения (2.4) относительно номера ответвления:

,

где  - желаемое напряжение на выводах вторичной обмотки трансформатора (в ЦП распределительной сети):

- в режиме максимальных нагрузок

;

- в режиме минимальных нагрузок

.

Вычисленные значения  (для соответствующих режимов) округляются до ближайшего целого числа (положительного или отрицательного). Действительные напряжения  (с учетом принятого целого значения ) определяются по выражению (2.4).

ПРИМЕР 1.

На понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ установлен трансформатор ТДН-16000/110 с пределами регулирования коэффициента трансформации ±9´1,78%, рис.3.1.  кВ;  кВ. Сопротивления трансформатора:  Ом;  Ом. Поток мощности в начале линии изменяется в течение суток. В режиме максимальных нагрузок  МВ·А, в режиме минимальных нагрузок  МВ·А. Напряжение в точке 1  кВ.

Выбрать ответвления РПН для соответствующих режимов и определить действительные напряжения на выводах вторичной обмотки в точке 2 с учетом положения РПН.

Решение. Расчетная схема имеет вид:

Рисунок 3.1. Расчетная схема к примеру 1

 

Схема замещения двухобмоточного трансформатора (с учетом идеального трансформатора ИТ) показана на рис.3.2.

Рисунок 3.2. Схема замещения к примеру 1

Режим максимальных нагрузок. Определим напряжение в точке 2 расчетной схемы, приведенное к стороне ВН трансформатора, не учитывая при этом поперечную составляющую падения напряжения:

Желаемое напряжение в точке 2 для этого режима определим как

Номер необходимого ответвления найдем по выражению

Округляем номер ответвления до ближайшего числа:

Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН вычисляем по формуле:

Рассчитанное значение напряжения  меньше желаемого напряжения (10,44 < 10,5 кВ), поэтому для выполнения требований ПУЭ принимаем ответвление с номером (-5). В этом случае напряжение в точке 2 принимает значение

Требование ПУЭ выполнено: 10,63 > 10,5 кВ.

 

Режим минимальных нагрузок. Приведенное напряжение в точке 2:

Желаемое напряжение для режима минимальных нагрузок

Номер необходимого ответвления найдем по выражению:

Округляем номер ответвления до ближайшего числа:  Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН определяется по формуле:

Полученное значение предельно близко  кВ.

Результаты расчетов показывают, что для обеспечения требуемого качества напряжения необходимы переключения рабочих ответвлений РПН. Если бы анализируемый трансформатор комплектовался устройством ПБВ вместо РПН, для всех расчетных режимов суток надлежало бы выбрать единое рабочее ответвление. При этом полностью выполнить требования ПУЭ по встречному регулированию напряжения было бы невозможно.

Автотрансформаторы

Особенностью автотрансформатора является наличие кроме магнитной, еще и электрической (или гальванической) связи между общей («О») и последовательной («П») обмотками. Обмотка НН, как и в трансформаторах, связана с другими обмотками только магнитной связью. В силу конструктивных особенностей автотрансформаторов регулирование напряжения на них имеет ряд особенностей.

Применяют различные типы и способы включения регулирующих устройств:

1. РПН на стороне СН автотрансформатора;

2. РПН в нейтрали автотрансформатора;

3. Последовательный регулировочный трансформатор (вольтодобавочный трансформатор - ВДТ) в нейтрали автотрансформатора;

4. Регулирование напряжения с помощью линейных регуляторов (ЛР).

Потоков реактивной мощности

Выражение для расчета продольной составляющей падения напряжения в линии показывает, что падение напряжения зависит от потоков как активной, так и реактивной мощности.

Возможности регулировать активную мощность в целях регулирования напряжения не существует – потребитель должен получить всю необходимую ему для нормальной работы активную мощность.

С другой стороны в питающих сетях, где реактивные погонные сопротивления больше активных, именно произведение  во многом определяет падение напряжения в линиях. Следовательно, целесообразны мероприятия по снижению потоков реактивной мощности в питающих сетях.

Для изменения потоков реактивной мощности применяют компенсирующие устройства, устанавливая некоторые из них в сетях ЭЭС и оговаривая режим потребления реактивной мощности в договорах на пользование электроэнергией с потребителями:

1-батареи конденсаторов (БК);

2-синхронные компенсаторы (СК);

3-синхронные двигатели (СД);

4-статические источники реактивной мощности (ИРМ).

5-шунтирующие реакторы (ШР).

[1] Руцкий А.И. Электрические станции и подстанции. Часть 1. Основное электрическое оборудование: Минск, «Вышэйшая школа», 1974 – 440с.

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

 

Передача мощности в электрических сетях всегда сопровождается падением напряжения на элементах сети, что объясняется наличием активных и реактивных сопротивлений этих сетей. Вследствие падений напряжения на элементах сети уровни напряжения во всех узлах схемы отличаются.

Отклонения напряжения могут выходить за допустимые пределы. Причинами этого являются:

1. Падения напряжения на элементах сети, вызываемые токами нагрузки, протекающими по ним.

2. Неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов.

3. Неправильно построенные схемы сетей.

 

Рассмотрим участок распределительной сети между двумя узлами. Схема имеет вид:

Рис.2.15. Схема замещения участка сети

 

При известном напряжении в центре питания (ЦП) - точке 1 -напряжение в точке 2 определяется выражениями:

где	- продольная составляющая падения напряжения;
	- поперечная составляющая падения напряжения.

 

Известно, что поперечная составляющая падения напряжения обычно учитывается при расчетах сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше, так как при более низких напряжениях имеет малую величину и существенно на результат не влияет.

Требования к качеству напряжения на зажимах электроприемников нормируются ГОСТ 13109-97.

(Была предпринята попытка ввести в действие более современные нормативные документы: « ГОСТ Р 53 333-2008. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.» и « ГОСТ Р 8 655-2009. Средства измерений показателей качества электрической энергии. Общие технические требования.», однако через несколько месяцев вернулись к старой версии норматива.).

 

ПУЭ (п.1.2.23) предъявляют следующие требования к уровню напряжения на шинах с номинальным напряжением 6-20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети:

· не ниже 105% номинального напряжения сети в период больших нагрузок;

· не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей (реально выбирают ближайшее к номинальному, но все-таки большее, напряжение на шинах).

 

Выполнить требования ГОСТ и ПУЭ можно, используя централизованное - в характерных точках электрической системы - и местное - непосредственно у потребителя - способы регулирования напряжения.

 

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств.

 

В современных ЭЭС регулирование напряжения входит в комплекс задач, решаемых автоматическими системами диспетчерского управления. (АСДУ). Причём на низших иерархических уровнях АСДУ - это равноправная техническая задача, тогда как верхние уровни АСДУ решают задачу оптимизации режима энергосистемы в целом и реализуют координацию работы систем непосредственного (локального) регулирования напряжения.

В зависимости от формы графиков суточной нагрузки принято выделять три подтипа регулирования напряжения:

Рис. 2.16. Три подтипа регулирования напряжения а – стабилизация; б – двухступенчатый; в – встречное регулирование

 

1. Стабилизация напряжения (рис.2.16, а) - применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например, для трёхсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным.

2. Двухступенчатое регулирование (рис.2.16, б) - применяется для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки, например, для односменных предприятий. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки.

3. Встречное регулирование (рис.2.16, в) – применяется в случае переменной в течение суток нагрузки. Для каждого значения нагрузки имеет место своё значение потери напряжения. Следовательно, и само напряжение будет меняться с изменением нагрузки.

Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах источников питания в период наибольших нагрузок и его снижение в период наименьших нагрузок.

В литературе имеются оценки диапазонов изменения напряжений в сетях современных ЭЭС при характерных схемах, имеющих 3 - 4 ступени трансформации, при транспорте электроэнергии от генератора к потребителю.

В отдельных узлах схемы разница между напряжением в режиме максимальных и минимальных нагрузок, при условии полного отказа от регулирования, составила бы от 18 до 24%. В связи с этим является очевидной необходимость иметь в сетях ЭЭС целый спектр устройств регулирования напряжения с достаточными техническими возможностями.

В настоящее время используются различные технические решения задачи:

· на электростанциях - за счет изменения напряжения на генераторах и повышающих трансформаторах;

· на понижающих подстанциях - с помощью силовых трансформаторов различного типа и автотрансформаторов, специальных регулировочных трансформаторов, изменением потоков мощности или изменением сопротивления отдельных элементов ЭЭС.