Требования к режиму напряжений в электрических сетях. Режим напряжений в электрических сетях должен быть таким, чтобы в первую очередь были выполнены технические требования в отношении допустимых отклонений от номинального напряжения для ЭП и аппаратов, присоединяемых к этим сетям (см. § 4-1). В ряде случаев изменение режима напряжений может привести к определенному улучшению экономических показателей работы систем электроснабжения потребителей в целом или их отдельных звеньев (см., например, § 7-3). Более подробно эти вопросы рассматриваются в специальной литературе (см. [Л. 22, 29, 36 и др]).
Рис. 4-3. К определению отклонений напряжения на шинах ЦП.
а — принципиальная схема сети; б —диаграмма напряжений при отсутствия регулирования напряжении на шинах ЦП|; в — то же при встречном регулировании напряжении на шинах ЦП.
Примечание: значении напряжений в режиме наибольших нагрузок отмечены индексом а в режиме наименьших нагрузок — индексом ".
Современные системы электроснабжения потребителей характеризуются значительной протяженностью и многоступенчатой трансформацией напряжений (см., например, рис. 1-1). В каждом звене системы электроснабжения-линии, трансформаторе имеют место потери напряжения. Они зависят от параметров схемы замещения данного звена и от его нагрузки. В режимах наибольших нагрузок потери напряжения больше, в режимах малых нагрузок величина потерь напряжения соответственно уменьшается. Для иллюстрации рассмотрим изменение режима напряжений в системе электроснабжения, принципиальная схема которой представлена на рис. 4-3,а.
От генераторов Г электростанции через трансформаторы Т1 электроэнергия поступает в линию Л1 питающей сети напряжением 110 кВ и далее в трансформаторы Т2 районной подстанции со вторичным напряжением 6— 10 кВ. Шины 6—10 кВ этой подстанции являются центром питания ЦП распределительных сетей. Для примера на схеме показана линия Л2 распределительной сети 6—10 кВ, к которой в точках с, е и d присоединены распределительные трансформаторы РТ. От шин I вторичного напряжения РГ питаются линии распределительной сети 380 в, к которым присоединяются ЭП (для упрощения предполагаем, что к распределительной сети 6—10 кВ ЭП не присоединяются).
Предположим, что на шинах высшего напряжения электростанции (точка а) поддерживается постоянное напряжение при всех режимах нагрузок Ua = const.
На диаграмме рис. 4-3,6 изменение напряжения вдоль линий условно изображено прямыми· линиями. Напряжения всех электрических ступеней приведены к напряжению одной ступени. Сплошными линиями показаны напряжения в режимах наибольшей и наименьшей нагрузок при отсутствии в сети каких-либо средств для изменения режима напряжения.
В этом случае в линиях распределительной сети имеют место значительные отклонений от номинального напряжений (точки U d и U d на рис. 4-3,б). Очевидно, что это затрудняет, а в ряде случаев и не позволяет обеспечить допустимые отклонения напряжений у ЭП. Изменение коэффициента трансформации трансформатора Т2 в данном случае не улучшает режима напряжения в распределительной сети, так как напряжения на шинах ЦП при этом увеличиваются на некоторую величину Е во всех режимах одинаково. Таким образом, размах отклонений от номинального напряжения в пункте d оказывается по-прежнему недопустимо большим (точки U dE и U"dE на рис. 4-3,б).
Режим напряжений в распределительной сети может быть улучшен, например, с помощью автоматического регулирования коэффициента трансформации трансформатора Т2. При этом на шинах ЦП будет обеспечено так называемое встречное или согласное регулирование напряжения [Л. 34]. Под встречным регулированием напряжения понимают повышение напряжения до +5-=-8% номинального напряжения в режиме наибольших нагрузок (ί/ свстр на рис. 4-3,в) и понижение напряжения до номинального (или ниже) в режимах наименьших нагрузок ( ί/ свстр на рис. 4-3,в) при линейном изменении в зависимости от величины нагрузки. Регулирование напряжения (штриховые линии на рис. 4-3,в) необходимо для обеспечения требуемого режима напряжений у ЭП.
Следует иметь в виду, что автоматическое регулирование коэффициента трансформации трансформаторов (а также автотрансформаторов и линейных регуляторов) производится не плавно, а с определенной зоной нечувствительности.
Зоной нечувствительности (или, иначе, мертвой зоной) называют некоторую полосу изменения напряжения, при которой не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры. Ее величина зависит от ступени регулирования, которой называется напряжение между двумя соседними регулировочными ответвлениями трансформаторов с устройством РПН (см. § 1-3). Например, для трансформаторов 110 кВ ступень регулирования равна 1,78% от напряжения среднего ответвления (115 кВ). Зона нечувствительности автоматического регулятора напряжения должна быть больше ступени регулирования трансформатора на некоторую величину (около 0,5%), так как иначе регулятор будет работать неустойчиво, т. е. будут иметь место многочисленные бесцельные срабатывания переключающих устройств.
Рис. 4-4. К определению допустимой потери напряжения в простейшей распределительной сети. а — принципиальная схема; б — диаграмма напряжений при U ,~U",— -1,05 Ун, в-то же при £/ ,-£/„ и С/",-1.05£/_.
Понятие о допустимой потере напряжения в распределительной сети. Рассмотрим приведенную на рис. 4-4,а схему простейшей распределительной сети одного напряжения-линии 380 в, отходящей от шин 1 распределительного трансформатора РТ с высшим напряжением 6—10 кВ и питающей три ЭП (1, 2, и 3). Примем для упрощения, что нагрузки линии 13 одинаковы по величине и длины участков 12 и 23 равны. Тогда режим напряжения в линии 13 изобразится прямой линией.
В режиме наибольших нагрузок в линии будет наибольшая потеря напряжения AU , а в режиме наименьших нагрузок (например, ночью) —наименьшая ΔU". Отклонения от номинального напряжения вдоль линии 13 не должны выходить за предельные значения, допустимые для присоединенных к линии ЭП. Для простоты допустим, что эти значения не должны превышать ±5%, - и а рис. 4-4,6, в они представлены штрих-пунктирными линиями.
Предположим, что на шинах вторичного напряжения РТ во всех режимах поддерживается одинаковое напряжение, равное предельно допустимому значению для ЭП, присоединенного в π. 1,—l,05i/a. Поддержание стабильным этого значения напряжения может быть обеспечено с помощью автоматического изменения коэффициента трансформации трансформатора в ЦП (см. рис. 4-3,а). Поскольку автоматический регулятор имеет определенную зону нечувствительности е, то напряжение в π. 1 может быть представлено не одной величиной, а некоторым отрезком (аб). Соответственно изменение режима
напряжений вдоль линии 13 следует представить не линией, а некоторой полосой например, абвг, ширина которой равна ε. На рис. 4-4,5 эти полосы для режимов наибольших и наименьших нагрузок заштрихованы. Обычно при изображении графиков изменения режима напряжения вдоль линии электрической сети изображают только верхнюю границу указанной полосы (см. рис. 4-4,в), подразумевая при этом имеющуюся зону нечувствительности.
Режим напряжений в линии 13 при наибольших нагрузках должен быть таким, чтобы полоса абвг не выходила за пределы допустимых отклонений напряжений у ЭП. Это означает, что при принятых допущениях точка г должна соответствовать напряжению не ниже 0,95ί/Η, а точка в — напряжению 0,95ί/„+ε. Таким образом, в рассматриваемом случае величина допустимой потери напряжения в линии 13 не должна превышать
что при величине зоны нечувствительности, равной, например, 2,5%, составит: ДЦ д=(1,05—0,95—0,025ШН или 7,5%.
Предположим, что в соответствии с режимом напряжения на шинах ЦП напряжение в точке 1 при наибольших нагрузках составляет U i = UH, а в режиме наименьших нагрузок £/"ι= 1,05ί/Η (рис. 4-4,б). В этом случае в линии 13 можно допустить
потерю напряжения т. е. только 2,5%. 1
Таким образом, при понижении напряжения в начале линии 380 в в режиме наибольших нагрузок допустимая потеря напряжения в ней уменьшается.
Распределительные трансформаторы с высшим напряжением 6—10 кВ обычно не снабжаются устройством РПН, так как это связано со значительным увеличением их стоимости (см. § 1-3). В связи с этим режим напряжений на шинах вторичного напряжения РТ зависит от режима напряжений в ЦП, от потери напряжения в распределительной сети 6—10 кВ и коэффициента трансформации РТ. Рассмотрим этот вопрос подробнее для простейшей схемы — линии 6—10 кВ с присоединенным на конце ее одним РТ и линией 380 в (ЛЗ) (рис. 4-5).
Стандартные РТ 6-10/0,4 кВ имеют в настоящее время пять регулировочных ответвлений на первичной обмотке (§ 1-3). Среднее ответвление на 6 или 10 кВ; остальные ответвления дают ±2,5 и ±5% дополнительно. Если к первичной обмотке РТ при нспользовании основного вывода (среднего ответвления) подвести напряжение, равное единице, то на стороне вторичного напряжения при холостом ходе напряжение будет равно 1,05. Это равносильно добавке напряжения £=5%. При изменении ответвления можно получить дополнительную добавку на ±2,5 или ±5%. Таким образом, при использовании различных ответвлений первичных обмоток РТ может дать суммарную добавку напряжения £= + 10, +7,5, +5, +2,5, 0% (выбор ответвлений трансформаторов рассмотрен ниже).
Рис. 4-5. Простейшая схема распределительной сети двух напряжений.
Таким образом, величина допустимой потерн напряжения в распределительной сети может быть однозначно определена только для заранее известных конкретных условий: значений допустимых отклонений от номинального напряжения на зажимах ЭП, режима напряжений в ЦП, величины зоны нечувствительности автоматического регулятора трансформатора ЦП, величины добавки напряжения РТ (в соответствии с его регулировочными ответвлениями) и т. п. Следует иметь в виду, что даже в наиболее благоприятных условиях величина допустимой потерн напряжения в распределительной сети напряжением до 1 000 в получается не очень большой — не более 7,5—6% номинального напряжения. В ряде случаев эта величина оказывается существенно меньшей. Это приводит к необходимости принятия специальных мер по снижению потерь напряжения в этих сетях и, в частности, к необходимости увеличения сечений проводов (см. §6-5, пример 6-3), что может существенно повысить стоимость сети. В распределительных сетях напряжением 6—20 кВ величина допустимой потерн напряжения обычно оказывается большей. При наличии встречного регулирования напряжения на шинах ЦП она может достигать 10—12% номинального напряжения. В большинстве случаев такая величина М/д оказывается достаточной. Увеличение сечений проводов при этом может потребоваться лишь в случае весьма протяженных сетей, например в сельских районах.
Способы улучшения и регулирования напряжения в электрических сетях. В целях обеспечения допустимых отклонений напряжения на зажимах ЭП применяют различные способы и средства улучшения и регулирования напряжения. При этом под регулированием понимается автоматическое текущее изменение напряжения по желаемому закону. Под улучшением напряжения понимается какое-либо мероприятие, проводимое на длительный период времени и улучшающее режим напряжений, например, изменение рабочего положения регулировочного ответвления нерегулируемого трансформатора. В дальнейшем для краткости употребляем в основном термин «способы регулирования напряжения», понимая его более широко.
Принципиально способы регулирования напряжения можно разделить на две основные группы: 1) изменение величины потери напряжения в элементах сети и 2) регулирование величины напряжения на питающем или приемном конце сети — регулирование возбуждения генераторов и коэффициента трансформации трансформаторов с РПН.
Целесообразность применения того или иного способа регулирования напряжения определяется местными условиями в зависимости от протяженности сети и ее схемы, резерва реактивной мощности и т. п. (см. § 6-7). Ниже рассмотрены наиболее часто применяемые способы улучшения и регулирования напряжения, для каждого из них указаны целесообразные области использования.
а) Изменение величины потери напряжения в сети
Потеря напряжения в элементах сети— линиях и трансформаторах, определяемая по формуле
зависит от номинального напряжения, нагрузки сети и ее электрического сопротивления.
Номинальное напряжение сети выбирают на основании технико-экономических расчетов, учитывающих первоначальные затраты на сооружение и расходы на эксплуатацию сети (см. § 6-6). Поэтому применение повышенных номинальных напряжений только из соображений уменьшения потери напряжения в сети обычно экономически не оправдывается.
Таким образом, изменять величину потери напряжения в сети практически возможно только путем изменения сопротивления сети или ее нагрузки.
1) Снижение сопротивления сети. Сопротивления линий зависят от материала и сечения проводов или жил кабелей, от конструктивного выполнения сети (воздушная или кабельная) и от числа параллельно работающих цепей. Материал и конструктивное выполнение линий обычно выбирают независимо от условий режима напряжений. Число параллельно работающих линий или трансформаторов также, как правило, определяется по другим условиям (надежность электроснабжения потребителей, пропускная способность и т. д.).
Практически снижение сопротивлений сети связывают с изменением режима напряжений в ней только в двух случаях: а) при выборе сечений проводов и жил кабелей с учетом отклонений напряжения у ЭП по допустимой величине потерн напряжения (см. § 6-5) и б) при применении последовательного включения конденсаторов в воздушных линиях.
Последовательное включение конденсаторов К (продольная емкостная компенсация) показано на рис. 4-6, где приведены схема замещения линии и векторная диаграмма токов и напряжений.
Рис. 4-6. Последовательное включение конденсаторов в линию.
а — принципиальная схема; б —схема замещения; в — векторная диаграмма.
Вектор падения напряжения на конденсаторе t/K= 1ХК (отрезок сс\) сдвинут по фазе на 180° от вектора падения напряжения на индуктивном сопротивлении линии l)„=jIXп (отрезок Ьс). Соответственно этому потеря напряжения в линии определяется отрезком adi (вместо ad в линии без конденсаторов) и может быть вычислена по следующей формуле, которая выводится аналогично формуле (2-21):
(4-1)
Таким образом, последовательно включенные в линию конденсаторы компенсируют часть ее индуктивного сопротивления. Тем самым уменьшается соответствующая слагающая ιΔί/ρ потери напряжения в линии и создается как бы некоторая переменная добавка напряжения в сети, зависимая от нагрузки.
Из (4-1) видно, что последовательное включение конденсаторов целесообразно лишь в воздушных сетях при значительной реактивной составляющей тока (/р) или реактивной мощности —при коэффициенте реактивной мощности tg<p 0,75-J-1,0. Если коэффициент реактивной мощности близок к нулю, потеря напряжения в воздушной линии определяется в основном активным сопротивлением и слагающей ΔUa. В этих случаях компенсация индуктивного сопротивления нецелесообразна.
Последовательное включение конденсаторов очень эффективно при резких колебаниях нагрузки, так как регулирующий эффект конденсаторов — величина добавки напряжения, пропорционален величине нагрузки и автоматически изменяется при изменениях его величины практически безынерционно.
Поэтому последовательное включение конденсаторов целесообразно применять в воздушных сетях 35 кВ и ниже, питающих резко переменные нагрузки с относительно низким коэффициентом мощности. Конденсаторы часто устанавливают непосредственно на опорах воздушных линий. Их используют также в промышленных сетях с резко переменными нагрузками.
2. Изменение нагрузок сети. Нагрузка электрической сети определяется мощностью, одновременно потребляемой присоединенными к ией ЭП и теряемой в элементах сети. Активная мощность вырабатывается только генераторами электростанций, что не позволяет изменять активную нагрузку сети в целях изменения потерь напряжения в ней.
В противоположность этому реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами электростанций, но и специальными генераторами реактивной мощности, обычно называемыми компенсирующими устройствами КУ. К числу их относятся СК и БК, устанавливаемые в электрических сетях и вблизи потребителей, а также СД, работающие в режиме перевозбуждения (см. § 1-4). Мощность КУ, которые должны быть установлены в той сети, определяется специальными технико-экономическими расчетами с учетом условий обеспечения резерва реактивной мощности в соответствующем узле электрической системы (см. § 6-7). При наличии КУ необходимая реактивная мощность может вырабатываться различными источниками при разном их участии. Регулируя долю выработки реактивной мощности различными источниками, можно изменять величину потери напряжения на рассматриваемом участке
Рис. 4-7. Применение компенсирующих устройств для регулирования напряжения. а и 5 — принципиальные схемы передачи; в — схема замещения.
сети. Это следует из формулы для определения потери напряжения на участке сети с сопротивлениями и Хг при мощности нагрузки PB+jQB (для упрощения потери мощности в данном примере не учитываются) (рис. 4-7):
(4-2)
(4-2)
где QK.y — мощность КУ.
Изменяя величину QK.y, можно изменить величину потери напряжения. Отсюда следует, что снабдив КУ автоматическим регулятором, можно использовать КУ в целях регулирования напряжения в сети местными средствами. В частности, это имеет место в случае применения управляемых БК. Эффект регулирования получается тем большим, чем больше реактивное сопротивление питающей части сети и генерируемая БК реактивная мощность.
Относительное повышение напряжения в конце линии при наличии БК мощностью Q* приближенно равно величине
в процентах от номинального напряжения, где
Q*. квар, UH, кВ, а Х,_, ом. Отсюда может быть определена величина удельной мощности батареи конденсаторов QKo, которая необходима для повышения напряжения в конце линии на 1%:
(4-3)
Из (4-3) видно, что величина удельной мощности батареи конденсаторов, необходимая для повышения напряжения в конце линии на 1%, зависит от номинального напряжения ее и индуктивного сопротивления Xt. Очевидно, что при малых значениях индуктивного сопротивления сети и более высоком ее номинальном напряжении величина мощности БК, требуемая для соответствующего повышения напряжения на 1%, значительно увеличивается.
Аналогичное изменение режима напряжений в сети имеет место в случае использования в качестве компенсирующих устройств СК или СД. В режиме перевозбуждения они генерируют реактивную мощность, а в режиме недовозбуждения потребляют ее. Последнее свойство СД и СК может быть использовано с целью повышения потери напряжения в сети, а следовательно, и снижения напряжения на шинах нагрузки при неизменной величине напряжения в начале линии. Необходимость в этом может иметься, например, в режимах малых нагрузок. Экономическая целесообразность этого мероприятия требует дополнительной проверки, так как увеличение передаваемой реактивной мощности связано с увеличением потерь энергии в сети.
б) Регулирование возбуждения генераторов электростанций
Этот способ регулирования позволяет изменять напряжение в сети в относительно небольших пределах. Генератор выдает номинальную мощность при отклонениях напряжения на его выводах не более ±5% номинального. При больших отклонениях мощность генератора должна быть снижена. Практически применение этого способа регулирования может обеспечить необходимый режим напряжений для близлежащих потребителей, питающихся с шин генераторного напряжения электростанции.
в) Регулирование коэффициента трансформации трансформаторов, автотрансформаторов и линейных регуляторов
Изменение коэффициента трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) под нагрузкой производят при наличии встроенного устройства для регулирования напряжения (РПН). При отсутствии устройства РПН — на трансформаторах с ПБВ, последовательно с ними включают линейные регуляторы (со стороны обмотки низшего напряжения). При этом коэффициент трансформации можно менять в широких пределах (см. § 1-3).
Линейные регуляторы значительно дороже устройств для регулирования напряжения в трансформаторах с РПН. Поэтому их целесообразно применять при реконструкции существующих сетей, когда нерационально заменять основные трансформаторы регулируемыми.
Рис. 4-8. Принципиальная схема трансформатора номинальной МОЩНОСТЬЮ 6*Н с коэффициентом трансформации Ат.
При помощи трансформаторов (автотрансформаторов) с РПН или трансформаторов с ПБВ и последовательно включенными линейными регуляторами весьма просто и достаточно экономично осуществляется встречное регулирование напряжения на шинах ЦП.
Трансформаторы с ПБВ должны отключаться от сети для изменения коэффициента трансформации. В связи с этим изменение коэффициента трансформации таких трансформаторов производят крайне редко, например при сезонном изменения нагрузки. Для них очень важно правильно выбрать коэффициент трансформации таким образом, чтобы режим напряжений при изменениях нагрузок был по возможности наилучшим.
Выбор коэффициентов трансформации двухобмоточных трансформаторов производим в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4-8. Нагрузка трансформатора характеризуется полной мощностью S2 и коэффициентом мощности cos φ или активной и реактивной мощностью. Трансформатор характеризуется номинальной мощностью SB и некоторым коэффициентом трансформации, определяемым в соответствии с формулой (2-12):
где Ui — номинальное напряжение регулировочного ответвления первичной обмотки; ί/ц — номинальное напряжение вторичной обмотки.
Напряжение на первичной стороне трансформатора равно ϋν на вторичной стороне (/,.
Допустим, что из расчета или на основании замеров известна величина напряжения Ut на стороне первичной обмотки трансформатора. Известна также величина напряжения Ьгж, которую желательно иметь на вторичной стороне трансформатора. Требуется выбрать коэффициент трансформации или, что то же, подобрать номинальное напряжение соответствующего регулировочного ответвления на первичной обмотке трансформатора при заданной его нагрузке. При этом с достаточной степенью точности можно вести расчет по модулям напряжений ί/ι и ί/г. так как сдвиг по фазе между векторами этих напряжений обычно мал.
Определяем величину потерн напряжения Δί/Τ в трансформаторе, например, по формуле (2-27) или (2-27а), в единицах, приведенных к стороне ВН трансформатора. Вычитая Δί/Τ из Uu получаем напряжение на вторичной стороне трансформатора, приведенное к первичной стороне [см. формулу (2-26)]:
(4 4)
Желаемое значение напряжения на вторичной стороне трансформатора будет равно:
(4-5)
откуда может быть найдено искомое значение U\ регулировочного ответвления:
(4-5а)
