Лекция № 17

Методы регулирования напряжения.

Устройства регулирования напряжения

1. Общие положения.

2. Регулирование напряжения в центрах питания.

3. Метод встречного регулирования.

4. Регулирование напряжения на электростанциях.

5. Регулирование напряжения на понижающих подстанциях.

5.1 Устройство РПН двухобмоточного трансформатора.

5.2 Устройство РПН автотрансформатора.

Общие положения

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

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

· большие потери напряжения в сети;

· неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

· неправильное построение схемы сети.

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

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

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

Локальное регулирование может быть централизованным и местным. Централизованное управление выполняется в центрах питания. Местное регулирование проводится непосредственно у потребителей. Регулирование напряжения в центрах питания приводит к изменению режима напряжения во всей сети, которая питается от него. Местное регулирование приводит к изменению режима напряжения в ограниченной части сети.

Регулирование напряжения в центрах питания

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

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

Регулирование напряжения на шинах низшего напряжения понижающих подстанций производится с помощью:

· трансформаторов со встроенными устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

· синхронных компенсаторов (СК);

· линейных регуляторов (ЛР).

При этом регулирование напряжения производится автоматически в пределах располагаемого диапазона регулирования. Регулирование напряжния происходит одновременно для всех линий электропередач сети, которые питаются от шин центра питания.

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

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

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

В зависимости от характера электроприемников можно выделить три подтипа регулирования напряжения:

· стабилизация напряжения;

· двухступенчатое регулирование напряжения;

· встречное регулирование.

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

Двухступенчатое регулирование выполняется для электроприемников с ярко выраженным двухступенчатым характером изменения нагрузки. (односменные предприятия). В этом случае поддерживается два уровня напряжения в сутки в соответствии с графиком нагрузки.

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

Метод встречного регулирования

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

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

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

В режиме максимальной нагрузки в центре питания поддерживается напряжение U 1 НБ. На шинах высшего напряжения ПС напряжение ниже из-за потерь напряжения в ЛЭП1. Обозначим это напряжение U 2 В..gif" width="33" height="29">. Это и есть напряжение на шинах электроприемника А. Его величина удовлетворяет нормам ПУЭ. Напряжение на шинах электропри-емника Б (U Б без рег.) меньше напряжения на шинах электроприемника А на величину потери напряжения в ЛЭП2. Его величина не соответствует требованиям ПУЭ. При регулировании напряжения () напряжение на шинах низшего напряжения ПС поддерживается на 5 % выше номинального напряжения сети. Поднять напряжение на 10 % выше номинального значения напряжения сети нельзя, потому что в этом случае напряжение на шинах потребителя А не соответствовало бы нормам ПУЭ. При регулировании напряжения величина напряжения на шинах электроприемника Б входит в зону допустимых значений.

В режиме минимальных нагрузок напряжение в центре питания выше, потери напряжения в элементах сети меньше. Поэтому без регулирования напряжения и напряжение на потребителе А, и напряжение на потребителе Б выше рекомендованных ПУЭ. Изменением коэффициента трансформации обеспечивается допустимая величина отклонения напряжения на шинах обоих потребителей.

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

Регулирование напряжения на электростанциях

На электростанциях регулирование напряжения производится на генераторах и повышающих трансформаторах.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения..gif" width="16 height=17" height="17">2 х 2,5 %. Повышающие трансформаторы большей мощности выпускаются без устройств ПБВ.

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

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

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

· с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

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

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

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

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

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

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

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

Трансформаторы имеют разное количество ответвлений и разные ступени регулирования устройства РПН..gif" align="left" width="368" height="350 src=">Обмотка высшего напряже-ния трансформатора с РПН со-стоит из двух частей: нерегули-руемой или основной (а) и ре-гулируемой (б).

На регулируемой части об-мотки имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 2, 0, -1, -2. Ответвления 1, 2 соотрые включены согласно виткам основной обмотки. При включении ответвлений 1, 2 коэффициент трансформации увеличивается. Ответвления –1, -2 соответствуют части витков, которые включены встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение приводит к уменьшению коэффициента трансформации.

Основным выводом обмотки высшего напряжения является нулевой вывод. С него снимается номинальное напряжение.

На регулируемой части обмотки есть переключающее устройство. Оно состоит из подвижных контактов в и г , контакторов К 1 и К 2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки высшего напряжения трансформатора. В нормальном режиме работы (без переключения) ток нагрузки обмотки высшего напряжения протекает через реактор и распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе тоже мала.

Переключения выполняются следующим образом. Предположим, что необходимо переключиться с ответвления 2 на ответвление 1. Для этого отключается контактор К 1, переводится подвижный контакт в на ответвление 1 и вновь включается контактор К 1. В результате этих действий секция 1 - 2 оказывается замкнутой на реактор. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает из-за наличия напряжения на секции 1 – 2. Затем отключается контактор К 2, переводится подвижный контакт г на ответвление 1 и включается контактор К 2.

Реактор и все подвижные и неподвижные контакты переключающего устройства размещаются в баке трансформатора. Контакторы помещаются в отдельном кожухе. Он залит маслом и размещен снаружи бака трансформатора. Это облегчает ревизию контактов и смену масла.

Переключатели с реакторами рассчитаны на длительное протекание тока нагрузки. Но реактор является тяжелым и громоздким элементом. Поэтому переключающие устройства трансформаторов напряжение 220 кВ и выше выполняются на активных сопротивлениях. Чтобы снизить потери электроэнергии в таких устройствах, их рассчитывают на кратковременную работу. Устройство получается компактным, но требует применения мощных быстродействующих приводов. Принцип действия таких устройств рассмотрим на примере автотрансформаторов напряжением 220 – 330 кВ.

Устройство РПН автотрансформатора

Устройство РПН автотрансформатора расположено в линейном конце обмотки среднего напряжения (рис. 18.4). При таком расположении устройства РПН изменяется коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжений. Коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжения не изменяется. Сначала устройство РПН автотрансформаторов выполнялось встроенным в нейтраль, как у трансформаторов. При регулировании изменялся коэффициент трансформации между всеми обмотками. При таком выполнении трудно было согласовать требования по регулированию напряжения у потребителей на сторонах низкого и среднего напряжений. При расположении устройства РПН в линейном конце обмотки среднего напряжения обмотка низшего напряжения оказывается нерегулируемой. Если возникает необходимость регулирования обмотки низшего напряжения автотрансформатора, последовательно с обмоткой низшего напряжения включают линейный регулятор. С экономической точки зрения такое решение оказывается более целесообразным, чем выполнение автотрансформатора с двумя устройствами РПН.

Выполнение ответвлений со стороны нейтрали позволяет облегчить изоляцию устройства РПН и рассчитать его на разность токов обмоток высшего и среднего напряжений (I В – I С). Но регулирование будет связанным. Выполнение ответвлений в линейном конце обмотки среднего напряжения устройство должно рассчитываться на полный номинальный ток, а его изоляция на напряжение обмотки среднего напряжения U С. Но регулирование будет независимым.

Согласно рисунка, рабочий ток протекает через замкнутый контакт 1 и вспомогательный контакт 2. Переключение происходит в следующем порядке. При переходе со ступени а на степень в сначала размыкается рабочий контакт 1, затем вспомогательный контакт 2. Ток нагрузки протекает через сопротивление R . Замыкается дугогасительный контакт 3’. Образуется мост – уравнительный ток протекает через оба активных сопротивления R и R ’. Размыкается дугогасительный контакт 3 и переводит ток нагрузки на правое плечо. Замыкаются контакты 2’ и 1’. Создается новое рабочее положение.

Постановка задачи

Целью данного дипломного проекта является выбор ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ рассматриваемого района на ЭВМ.

Основные задачи проекта:

а) совершенствование компьютерной программы MIF1 с целью автоматизации процесса выбора ответвлений трансформаторов на ЭВМ;

б) сбор, обработка и подготовка данных по сети 10 кВ района «Л»;

в) выбор и анализ ответвлений трансформаторов в распределительной сети 10 кВ района «Л» на ПЭВМ с учетом и без учета статических характеристик нагрузки;

г) оценка мероприятий по улучшению режима напряжения и расчет технико-экономических показателей сети.

Изучение методов и средств регулирования напряжения

Встречное регулирование напряжения

Для обеспечения технических требований к режиму напряжений принципиально возможно использование следующих способов :

а) централизованное изменение режима напряжения или регулирование напряжения на шинах или выводах центра питания (ЦП);

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

в) изменение или регулирование коэффициента трансформации линейного регулятора или трансформатора включенного на участке сети от ЦП до электроприемников.

Здесь под изменением понимается единовременное мероприятие, проводимое на длительный период времени. Таковым может быть: изменение рабочего положения регулировочного ответвления (ПБВ) трансформатора, включение установки продольно-емкостной компенсации, включение дополнительной линии, замена сечения проводов и т.д. При этом режим напряжений может быть существенно улучшен. Однако закон изменения напряжений останется вынужденным, обусловленным изменением нагрузок.

Под регулированием понимается текущее изменение параметра (напряжения, коэффициента трансформации, потери напряжения), применяемое в целях изменения режима напряжений по желаемому закону. Такое изменение осуществляется обычно автоматически. Возможности регулирования во всех случаях оказываются ограниченными. В каждом случае закон регулирования должен специально подбираться.

При эксплуатации сети требуется наиболее полное и экономичное использование всех имеющихся возможностей регулирования. Для этого все средства автоматического регулирования должны иметь соответствующие уставки. В условиях текущей эксплуатации дело сводится к контролю за режимом напряжений и (в случае надобности) выполнению вытекающих из этого контроля мероприятий. К числу их относятся: изменение уставок автоматических регуляторов напряжения, изменение рабочего положения регулировочных ответвлений у нерегулируемых трансформаторов с ПБВ, дополнительная автоматизация имеющихся средств регулирования (если до этого времени они не были автоматизированы) и т.д. При этом в первую очередь выполняются требования обеспечения технически допустимого режима напряжений, а затем и его оптимизации (по мере возможности) или хотя бы некоторого повышения экономичности.

В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирования напряжения можно выделить несколько подтипов. Так, например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения .

Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки (например для односменных предприятий) применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки. В случае переменной в течение суток нагрузки осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например в зависимости от тока нагрузки.

Нагрузка меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая в течение года нагрузка бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая - в летний период. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.

Трансформатор представлен как два элемента - сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. Приняты следующие обозначения: U 1 ? напряжение на шинах центра питания; U 2в ? напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U 2H - напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U 3 ? напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной подстанции:

U 2в = U 1 ? ДU 12 .

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ДU т, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

Процентные отклонения имеются в виду для всех V и ДV на поле этого рисунка.

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n т, чтобы выполнялось следующее условие:

U2н.нм? Uном. (2.1)

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05-1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n т, чтобы выполнялось следующее условие:

U 2н.нб ? (1,05 - 1,1) U ном. (2.2)

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания, так и близлежащих вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

Узловые и линейные регуляторы частоты в электроэнергетической системе. Что такое встречное регулирование напряжения.

ЭЭС включает в себя большое количество электростанций, работающих параллельно на общую электрическую сеть. При изменении потребляемой активной мощности частота в энергосистеме меняется. Если дежурный персонал каждой электростанции начнет регулировать частоту, то частота в ЭЭС не сможет быть восстановлена на уровне номинального значения из-за несогласованных действий персонала различных станций. Поэтому задача регулирования частоты в ЭЭС возлагается не на все, а на одну или несколько электростанций с суммарной мощностью, достаточной для покрытия всех возможных изменений потребляемой

мощности в ЭЭС. Такие станции называются балансирующими по частоте.

Рассмотрим сначала случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделена одна балансирующая станция. Остальные электростанции ЭЭС работают с заданной постоянной мощностью.

Статические характеристики балансирующей станции и остальных станций ЭЭС приведены на рис. 6.2,а соответственно справа и слева от вертикальной оси. При суммарной потребляемой мощности ΣР п значения мощностей балансирующей станции и остальных станций характеризуются величинами Р б и Р с соответственно. В ЭЭС имеет место баланс активной мощности

Р б +Р с = ΣР п , (6.4)

а частота в ЭЭС имеет номинальное значение f ном.

При увеличении суммарной потребляемой мощности до значения ΣР п " в результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующей станции и остальных станций ЭЭС увеличатся до значений Р б " и Р с " соответственно. В ЭЭС вновь будет баланс мощности

Р б "+Р с "= ΣР п ", (6.5)

но при частоте f , отличающейся от номинальной f ном.

На балансирующей станции вступает в действие вторичное регулирование частоты, увеличивается впуск энергоносителя в турбину и характеристика станции перемещается параллельно самой себе до положения, при котором весь прирост суммарной потребляемой мощности

ΔР п = ΣР п –ΣР п " (6.6)

ляжет на генераторы балансирующей станции. Мощность этой станции увеличится до значения Р б ”. Мощность остальных станций в ЭЭС восстановится до исходного значения Р с, а частота в ЭЭС – до номинального значения f ном.

В мощных ЭЭС, как правило, недостаточно одной станции для покрытия возможных колебаний потребляемой активной мощности. В этом случае для регулирования частоты выделяются две или более балансирующих станций. Рассмотрим случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделены две балансирующие станции.

Статические характеристики двух балансирующих станций 1 и 2 показаны на рис. 6.2,б . При суммарной потребляемой в ЭЭС мощности ΣР п частота равна номинальной f ном, станция 1 имеет нагрузку Р б1 , а станция 2 – нагрузку Р б2 . Нагрузка остальных станций составляет Р с.

Суммарная потребляемая активная мощность в ЭЭС увеличивается до значения ΣР п ". В результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующих станций увеличатся до значений Р " б1 и Р " б2 соответственно. Нагрузка остальных станций ЭЭС увеличится до значения Р " с.

В результате вторичного регулирования частоты характеристики балансирующих станций будут смещаться параллельно самим себе до достижения частотой номинального значения f ном. При этом мощность электростанций, кроме балансирующих, уменьшится до исходной мощности Р с, а балансирующие станции примут на себя все увеличение потребляемой в ЭЭС мощности

ΣР п –ΣР " п = ΔР б1 + ΔР б2 . (6.7)

Из рис. 6.2,б видно, что приращения мощностей балансирующих станций обратно пропорциональны коэффициентам статизма их регуляторов

ΔР б1 / ΔР б2 =k ст2 /k ст1 =tgα 2 /tgα 1 . (6.8)

Чем меньше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем большую мощность возьмет на себя эта станция при увеличении суммарной потребляемой мощности. И наоборот, чем больше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем меньшую мощность возьмет на себя станция при увеличении суммарной потребляемой мощности.

Регулирование напряжения осуществляется на шинах генераторов электростанций, шинах высшего и среднего напряжения крупных узловых подстанций в системообразующих сетях, шинах центров питания распределительных районных и местных электрических сетей.

Регулирование напряжения осуществляется с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами. Все эти регулирующие устройства условно можно разделить на два типа: узловые и линейные. Узловые устройства изменяют режимные параметры сети – напряжение и реактивную мощность в точке подключения к сети. Это генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, нерегулируемые и регулируемые реакторы и статические регулируемые источники реактивной мощности.

Линейные устройства изменяют схемные параметры сети – реактивное сопротивление, коэффициенты трансформации. Это конденсаторные установки продольной компенсации, трансформаторы, автотрансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой РПН, специальные регулировочные трансформаторы.

Регулирование, при котором напряжение на шинах центров питания в период наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок уменьшается, называется встречным регулированием напряжения.

Рассмотрим подробнее принцип встречного регулирования напряжения в ЦП сетевого района. На рис. 7.7 показана упрощенная схема сетевого района. От шин ЦП через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ получают питание ближние потребители электроэнергии БП. От шин ЦП отходит линия сопротивлением Zл, в конце которой через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ подключены дальние потребители электроэнергии ДП.

Напряжение у ближнего потребителя БП составляет

Uб=Uцп–ΔUрт, (7.9)

где Uцп – напряжение в ЦП;

ΔUрт – потеря напряжения в распределительном трансформаторе.

Напряжение у дальнего потребителя ДП составляет

Uд=Uцп–ΔUл–ΔUрт, (7.10)

где ΔUл – потеря напряжения в сопротивлении линии Zл.

Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые значения отклонений напряжения у потребителей находятся в диапазоне +5% Uном. При поддержании в ЦП напряжения, равного номинальному напряжению сети Uцп=Uном, изменения напряжения от ЦП до ближнего и дальнего потребителей, вычисленные по (7.10) и (7.11), характеризуются эпюрами 1 для режима максимальной нагрузки и эпюрами 2 для режима минимальной нагрузки. Из этих эпюр видно, что напряжение у ближнего потребителя в режимах минимальной и максимальной нагрузки находится в допустимых пределах. В режиме минимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя находится в допустимых пределах. В режиме максимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя ниже допустимого значения.

Рис. 7.7. Схема сети и эпюры напряжений, поясняющие принцип встречного регулирования напряжения

Для поддержания допустимого уровня напряжения у дальних потребителей в режиме максимальной нагрузки необходимо повысить напряжение в ЦП. При увеличении напряжения в ЦП до значения Uцп=1,05Uном изменения напряжений в сети до ближнего и дальнего потребителей характеризуются эпюрами 3. В этом случае напряжения у дальнего и ближнего потребителей находятся в допустимых пределах.

Таким образом, напряжение на шинах ЦП в режиме максимальной нагрузки необходимо поддерживать не ниже 1,05Uном, а в режиме минимальной нагрузки – на уровне Uном.

В ряде случаев централизованное встречное регулирование не может обеспечить требуемый уровень напряжения. Это обусловлено различными параметрами линий, отходящих от ЦП, и неоднородностью графиков нагрузки различных потребителей. В таких случаях необходимо использовать местное регулирование напряжения у потребителей, для которых не обеспечивается требуемый уровень напряжения.

1) По времени суток.

Используется, если параметры суточного графика остаются стабильными изо дня в день. На рисунке 4.12.а) приведен пример графика напряжения на шинах ЦП при отсутствии регулирования напряжения. При этом отмечается значительное снижение напряжения в дневное время.

Рис. 4.12. Суточные графики: а) без регулирования, б) с одноступенчатым регулированием напряжения

На рисунке 4.12.б) приведен пример графика, полученного при одноступенчатом регулировании напряжения. Переключение отпаек производится дважды в сутки – утром и вечером, благодаря чему дневное напряжение повышается.

Для автоматизации регулирования можно использовать либо электрочасы с контактами, либо программное реле времени.

2) По напряжению (закон стабилизации напряжения).

При таком законе регулирования автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности поддержание напряжения на шинах 6-10 кВ ЦП на уровне, определяемом напряжением уставкиUзад (задающим напряжением).

Примерный график отклонений напряжения по цепи электропередачи для случая стабилизации напряжения в ЦП приведен на рис.4.13, где

Режим минимальных нагрузок (min режим);

Режим максимальных нагрузок (max режим);

БАУРПН - блок автоматического управления регулятором напряжения под нагрузкой;

ε - ширина зоны нечувствительности (Зона);

δ - допустимая ошибка регулирования, δ = ε / 2;

Е – ступень регулирования;

Δt- выдержка времени отстройки от кратковременных изменений напряжения.

ЭС – энергосистема;

Zлэп – сопротивление ЛЭП 110 кВ,

Zл – сопротивление ЛЭП 6-10 кВ;

D - добавка напряжения, зависящая от положения переключателя отпаек;

ТН - измерительный трансформатор напряжения;

ТТ – измерительный трансформатор тока;

АД – высоковольтный асинхронный двигатель;

ТП – трансформаторная подстанция.

Контролируемое напряжение Uчерез ТН поступает на вход БАУРПН, где вычисляется ошибка: ОШ = U - Uзад. В зависимости от соотношения величин фактической (ош) и допустимой (δ) ошибок с выхода блока поступают команды на переключатель отпаек:

OIII > δ → команда «Понизить напряжение».

- |OIII| < |δ| → нет команды.

OIII < -δ → команда «Повысить напряжение».

Рис.4.13. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по закону стабилизации

Величина ступени регулирования Е зависит от конструкции трансформатора (указывается в паспорте на трансформатор), обычно лежит в пределах E = (1,2 - 1,8) %.

Зоной нечувствительности (мёртвой зоной) ε называют некоторый диапазон изменения контролируемого напряжения, в котором не происходит срабатывание регулирующей аппаратуры. Величина зоны нечувствительности ε определяет точность регулирования, которая обозначается ±δ где δ% - величина, равная половине зоны нечувствительности. Зона нечувствительности регулятора должна быть больше ступени регулирования Е на величину, порядка 0,2-0,5%, т.к. иначе регулятор будет работать неустойчиво, т.е. будет иметь место колебательный режим работы регулятора и переключающего устройства.

Из графика рис.4.13 видно, что несмотря на стабильный уровень напряжения в ЦП, напряжение на зажимах ЭП изменяется в зависимости от изменения тока нагрузки. Диапазон этих отклонений тем выше, чем больше сопротивление линий электропередачи Zл и чем больше разница между токами нагрузки в максимальном и минимальном режимах.

Рис.4.14 Процесс регулирования с помощью переключения отпаек трансформатора

Выдержка времени в регуляторах служит для предотвращения их работы при кратковременных отклонениях напряжения от заданного значения. При увеличении выдержки времени уменьшается общее количествопереключений, однако одновременно снижается и качество регулирования. При уменьшении выдержки временикачество регулирования повышается, однако при этом увеличивается частота переключений и их общее число. Это ухудшает условия работы переключающих устройств. Практически выдержка времени выбирается в пределах 1-3 мин.

Для оценки влияния указанных величин на точность регулирования рассмотрим процесс регулирования, изображённый на рис.4.14.

В начальный момент времени 0 регулируемое напряжение находилось внутри зоны нечувствительности регулятора (ε). Далее в момент времени 1, понижающееся напряжение вызвало срабатывание чувствительного органа регулятора и начался отсчёт времени. По истечении выдержки времени t1 в момент 2 подаётся команда на переключение отпайки и через время t2 (время работы переключающего механизма) напряжение скачком возрастает на величину, определяемую ступенью регулирования (E) и вновь оказывается внутри зоны ε. В промежуток времени 4, 5, 6 происходит аналогичный процесс переключения с той лишь разницей, что переключатель возвращается в прежнее положение. В промежуток времени 7, 8 произошло кратковременное понижение напряжения, на которое регулятор не среагировал, т.к. его выдержка времени t1 оказалась больше, чем длительность этого понижения напряжения t3.

Встречное регулирование напряжения

При встречном регулировании стабильный уровень напряжения обеспечивается не на шинах ЦП, а в некоторой удаленной от ЦП точке электрической сети. Она называется “контрольной” или “фиктивной” точкой.

При этом автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности уровень напряжения на шинах ЦП, равный сумме напряжения уставки Uзад и потери напряжения от ЦП до фиктивной точки ΔU:

Uцп =Uзад +ΔU =Uзад +IZл.

Иначе говоря, напряжение в ЦП зависит от тока нагрузки, оно растет с увеличением тока нагрузки.

Рис.4.15. Зависимость напряжения в ЦП от тока нагрузки при встречном регулировании (I",Uцп",I"",Uцп"" – ток нагрузки и напряжение в ЦП вmin иmaxрежимах)

Для реализации такого закона в регуляторе должен быть смоделирован участок электрической сети от ЦП до фиктивной точки. Это моделирование осуществляется с помощью специального сопротивления токовой компенсации, через которое пропускается ток нагрузки. Величина этого сопротивления служит вторым (после Uзад) параметром встречного закона и приближенно определяется по формуле

Для реализации встречного закона измеряются и подаются на вход регулятора напряжение U (с трансформатора ТН) и ток нагрузки I (с трансформатора ТТ). В результате напряжение на шинах ЦП в максимальном режиме (днем) будет выше, чем в минимальном (ночью) (см. рис. 4.15 и 4.16).

Рис.4.16. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по встречному закону

Примерный график отклонений напряжения в эл. сети при встречном регулировании напряжения в ЦП приведён на рис.4.16. Фиктивная точка в данном примере выбрана на шинах РП 6-10 кВ.

В настоящее время сельские потребители снабжаются электроэнергией главным образом по радиальным электрическим сетям от районных трансформаторных подстанций, питаемых от мощных энергосистем. При этом линии высокого, а также низкого напряжения, как правило, оказываются протяженными и разветвленными.

Чтобы обеспечить качество напряжения, значение которого для сельских электроустановок не должно отличаться от номинального значения более чем на ±7,5 %, рекомендуется проводить мероприятия по улучшению напряжения. В качестве основного средства применяют встречное регулирование напряжения на районной распределительной подстанции в сочетании с подбором соответствующих ответвлений на потребительских трансформаторных подстанциях .

Под встречным регулированием напряжения понимают принудительное повышение напряжения в сетях в период наибольших нагрузок и его снижение в период наименьших нагрузок. В тех случаях, когда при помощи встречного регулирования напряжения на районных подстанциях и подбора ответвлений на трансформаторах потребительских подстанций все же не удается получить допустимые уровни напряжения, используют групповое или местное регулирование напряжения другими способами .

В качестве средств группового регулирования напряжения применяют вольтодобавочные трансформаторы или устройства продольной емкостной компенсации. В качестве средств местного регулирования используют трансформаторы с изменением коэффициента трансформации под нагрузкой (с РПН). Для этого переключают выводы витков первичной обмотки трансформатора под нагрузкой без разрыва цепи.

В настоящее время наиболее распространены трансформаторы 10/0,4 кВ с ручным переключением выводов ответвлений при снятой нагрузке и выключенном напряжении (с ПБВ). При этом на обмотке высшего напряжения трансформаторов предусмотрены ответвления, обеспечивающие следующие ступени регулирования: -5; -2,5; 0; + 2,5 и +5 %.

При холостом ходе понижающих трансформаторов номинальной ступени регулирования (0 %) соответствует постоянная надбавка напряжения на вторичной стороне, равная +5 % Суммарно на каждой из пяти ступеней регулирования будут соответственно следующие надбавки напряжения: 0; +2,5; +5; +7,5; +10 %.

В качестве повышающих трансформаторов, как правило, используют обычные понижающие трансформаторы, но включаемые наоборот, то есть вторичная обмотка понижающего трансформатора для повышающего становится первичной, а переключающие ответвления находятся на вторичной стороне повышающего трансформатора. В результате этого для повышающего трансформатора номинальная ступень 0 % соответствует надбавке -5 %. остальные же ступени напряжения получают противоположные знаки. Суммарно на каждой из пяти ступеней регулирования будут соответственно следующие надбавки напряжения: 0; -2,5; -5; -7,5 и 10 %.

Выбор соответствующих ответвлений на трансформаторах осуществляют как в процессе проектирования, так и при эксплуатации сельских электрических сетей. Нужное ответвление, а значит, и соответствующую надбавку выбирают, исходя из уровня напряжения на шинах высшего напряжения подстанции в режиме минимальных и максимальных нагрузок.

При проектировании сельских распределительных сетей, когда действительные графики нагрузки установить трудно, для выбора ответвлений задаются двумя условными расчетными режимами: максимальным - 100 % нагрузки и минимальным - 25 % нагрузки. Для каждого из режимов находят уровни напряжения на шинах трансформатора и подбирают соответствующую надбавку (ступень регулирования), удовлетворяющую условию допустимых отклонений напряжения (+ 7,5 ... -7,5 %).

В процессе эксплуатации ответвления трансформаторов нужно выбирать с учетом того, что уровень напряжения у потребителей не должен отличаться от номинального значения более чем на ±7,5 %.

Отклонения напряжения у потребителей от номинального значения определяют по формуле

ΔU п = ((U потр - U ном) / U ном) х 100