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. 3.1). 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. 3.2). В результате суммарное сопротивление линии уменьшается и становится равным X_л∑ = 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 cosφ_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 cosφ_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 ±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.

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 n, 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 сначала на напряжении 6—20 кВ. Линии 6—20 кВ, воздушные и кабельные, сооружаются от ЦП до подстанций, питающих группы близко расположенных мелких потребителей. Их питание осуществляется через сети напряжением 220—380 В (в сетях промышленных предприятий применяется также напряжение 660 В). Трансформация электроэнергии со ступени 6—20 кВ на ступень 220—380 В осуществляется распределительными трансформаторами (РТ). Более крупные потребители, имеющие номинальное напряжение 6—20 кВ, присоединяются непосредственно к ЦП по индивидуальным линиям.

В таких сетях в силу их массовости предусматриваются наиболее простые и дешевые регулирующие устройства: распределительные трансформаторы с ПБВ, нерегулируемые конденсаторные батареи. Изменение отпаек РТ может производиться только при снятой нагрузке и не чаще 1—2 раз в год при сезонном изменении нагрузки. Отключение-включение КБ также в большинстве случаев подчиняется сезонным и суточным изменениям нагрузки. Применение более дорогих оперативно и автоматически регулируемых устройств часто оказывается нецелесообразным как из-за увеличения затрат, так и из-за отсутствия точной исходной информации о текущих режимных параметрах сетей.

При такой ситуации оперативное управление режимом напряжений в распределительных сетях сосредоточивается в ЦП, который влияет на режим напряжений всей присоединенной к нему сети. В этом смысле регулирование напряжения является централизованным. Необходимость регулирования напряжения у отдельных потребителей (их групп), или, иными словами, местного регулирования, возникает тогда, когда регулирование в ЦП не позволяет обеспечить требуемый режим напряжений во всей сети.

Понижающие трансформаторы на крупных подстанциях оборудуются локальными системами автоматического регулирования — автоматическими регуляторами напряжения трансформатора (АРНТ). Они реагируют на изменение напряжения на шинах НН и ток нагрузки и переключают отпайки РПН в соответствии с принятым законом регулирования напряжения. Широко используется закон встречного регулирования напряжения. Смысл этого закона состоит в следующем. При увеличении электрической нагрузки увеличиваются потоки мощности в линиях и, как следствие, потери напряжения в них. В результате напряжения у электроприемников снижаются. При уменьшении нагрузок картина обратная. По­этому логично при увеличении нагрузки для компенсации возрастающих потерь напряжения увеличивать напряжение на шинах НН центра питания, доводя его до максимально допустимого значения в часы максимума нагрузки, равного 1,05U_ном. С уменьшением нагрузки напряжение снижается, достигая при минимальной нагрузке номинального значения U_ном. Этого вполне достаточно, чтобы у наиболее электрически удаленных приемников напряжение не оказывалось ниже допустимого уровня. Для того чтобы не было лишних переключений при случайных кратковременных отклонениях напряжения, АРНТ работают с выдержкой времени.

В электрических сетях с напряжением U_ном ≥ 110 кВ регулирование напряжения имеет свои особенности. Эти сети имеют сложно-замкнутую структуру и оснащены устройствами телемеханики, позволяющими передавать в диспетчерский центр управления информацию о режимных параметрах в различных точках сети, а из центра управления - команды на изменение параметров регулирующих устройств. В настоящее время управление режимами ЭЭС осуществляется с помощью автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ). При решении задачи регулирования напряжения в таких сетях следует учитывать некоторые их особенности:

· сети различных номинальных напряжений в режимном отношении тесно взаимосвязаны, и необходим учет системного эффекта регулирующих устройств, т.е. необходимо централизованное координированное регулирование напряжения с помощью АСДУ;

· режимы питающих и местных сетей, присоединенных к ЦП питающей сети, можно рассматривать независимо друг от друга, поэтому для расчетов по регулированию напряжения местную сеть можно представить приведенной нагрузкой на шинах ВН соответствующего ЦП;

· в питающих сетях возможны большие перетоки реактивной мощности, вызванные ее местным дефицитом либо избытком, которые приводят к увеличению потерь активной мощности. В этом случае задачей регулирования напряжения является снижение потерь активной мощности при соблюдении допустимых уровней напряжения.

Из сказанного следует, что основной критерий регулирования напряжения в питающих сетях — экономический (минимум потерь активной мощности) при соблюдении режимных и технических ограничений по допустимым уровням напряжений и диапазону регулирующих устройств.

При рассмотрении сетей с U_ном ≥ 330 кВ необходимо кроме перечисленных выше особенностей учитывать потери активной мощности на корону в линиях электропередачи.

Вопросы регулирования напряжения в электрических сетях ЭЭС решаются как при их проектировании, так и при управлении режимами.

При проектировании развития ЭЭС и их реконструкции комплексно решаются вопросы обеспечения баланса реактивной мощности и выявления условий регулирования напряжения в сетях, обоснования пунктов размещения регулирующих устройств, выбора их типа и мощности. Одновременно должны прорабатываться вопросы развития АСДУ в части включения в состав задач управления задачи регулирования напряжения, в части информационного и алгоритмического ее обеспечения, развития системы сбора и обработки информации.

При проектировании прежде всего необходимо обеспечить управляемость ЭЭС по напряжению и реактивной мощности. Под этим понимается возможность обеспечения допустимых напряжений во всех точках ЭЭС в нормальных и послеаварийных режимах ее работы, обусловленных изменением нагрузок и состава работающего оборудования. Управляемость достигается как правильным выбором мест размещения и регулировочных диапазонов устройств регулирования, так и координированным воздействием на них.

Управляемость ЭЭС — необходимое условие для решения задачи регулирования напряжения, обеспечивающее качественные показатели режима напряжений и его надежность с точки зрения работы оборудования и устойчивости. Только обеспечив управляемость ЭЭС, можно на после­дующих этапах проектирования предусмотреть возможность установки дополнительных регулирующих устройств (либо расширить диапазоны уже установленных устройств) с целью снижения потерь активной мощности. При этом, как правило, предусматривается установка дополнительных источников реактивной мощности.

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.