Качество электрической энергии и его обеспечение
Потребители могут эффективно работать только при определенном качестве электрической энергии. Низкое качество электроэнергии проявляется на работе сетей и электрооборудования в увеличении потерь электроэнергии, сокращении сроков службы оборудования, а также в снижении производительности (недоотпуске продукции), в ухудшении качества, а иногда в браке продукции у потребителя электроэнергии.
Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям.
В настоящее время действует ГОСТ 13109-97, устанавливающий требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются приемники или потребители электрической энергии.
К основным показателям качества электрической энергии, для которых установлены допустимые значения, относятся: отклонение напряжения, колебание напряжения (размах изменения напряжения), отклонение частоты.
Отклонение частоты Δf – это отличие ее фактического значения f от номинального fном в данный момент времени, выраженное в герцах или %:
Δf = f – fном, Δf = (f – fном)/fном.100%.
Значительное отклонение частоты от ее номинального значения (50 Гц) нарушает технологический процесс некоторых сложных производственных механизмов (бумагоделательные, текстильные машины и др.). Снижение частоты вызывает уменьшение скорости вращения электродвигателей, а известно, что с уменьшением этой скорости производительность механизмов снижается пропорционально либо первой степени изменения числа оборотов (металлорежущие станки, мельницы), либо третьей или даже более высокой степени (вентиляторы, центробежные насосы и др.). Большое снижение частоты настолько уменьшает производительность ответственных механизмов собственных нужд электростанций (циркуляционных и питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов), что нарушается работа всей электростанции.
Снижение частоты вызывает существенный рост реактивной нагрузки потребителей из-за увеличения магнитной индукции в асинхронных двигателях и трансформаторах (увеличение намагничивающего тока).
Отклонение частоты в нормальном режиме работы энергосистемы допускается: нормальное – в пределах ±0,2 Гц; максимальное – в пределах ±0,4 Гц. В послеаварийном режиме работы электрической сети допускается отклонение частоты от +0,5 Гц до – 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч.
Отклонения напряжения – это изменение напряжения по отношению к номинальному значению в определенной точке (узле) сети в установившемся режиме под влиянием изменяющейся нагрузки и/или работы устройства регулирования напряжения, выраженное в %:
δUу = (U – Uном)/Uном.100%.
Отклонения напряжения обусловлены медленно протекающими процессами изменения нагрузок в отдельных звеньях сети, изменениями режимов на источниках питания, изменениями нагрузок потребителей, в результате чего на протяжении длительного времени (часы) в отдельных точках сети напряжение меняется по величине, отклоняясь от номинального значения.
Колебание напряжения характеризуется размахом изменения напряжения. Размах изменения напряжения – это разница между значениями следующих один за другим экстремумов огибающей напряжения основной частоты или между экстремумом и горизонтальным участком огибающей, определенных на каждом полупериоде, выраженная в % от номинального напряжения:
δUt = (Uмакс – Uмин)/Uном.100%.
Колебания напряжения – быстро протекающие (со скоростью не меньше 1 % в секунду) кратковременные изменения напряжения, возникающие при резких нарушениях нормального режима сети, например при включении мощных электроприемников, при переменном режиме их работы (управляемые тиристорные преобразователи с широким диапазоном и большой скоростью регулирования напряжения, ДСП, мощные сварочные агрегаты и т.п), при коротких замыканиях в сети и т. д.
Чтобы обеспечить нормальную работу электроприемников, к ним надо подводить напряжение, близкое по величине к их номинальному напряжению. Если же действительное напряжение значительно отклоняется от номинального, то работа электроприемников может нарушиться. Например, для ламп накаливания понижение напряжения на 10% вызывает снижение светового потока примерно на 40%, что приводит к резкому снижению производительности труда работающих в помещениях, использующих для освещения такие лампы. Превышение номинального напряжения на 10% приводит к увеличению примерно на 40 % освещенности рабочей поверхности, что также неблагоприятно сказывается на производительности труда, при этом происходит и сокращение срока службы ламп примерно в 4 раза. У люминесцентных ламп зависимость светоотдачи от напряжения выражена не столь резко, как у ламп накаливания (так, снижение напряжения на 1 % уменьшает световой поток люминесцентных ламп только на 1,25%), однако зажигание их сильно зависит от стабильности напряжения в сети. Но увеличение напряжения сверх верхней границы диапазона приводит к снижению их срока службы, а снижение напряжения ниже нижней границы приводит к мерцанию ламп, что сказывается на производительности труда людей, работающих в помещениях с таким освещением. При снижении напряжения на 20 % и более, зажигание газоразрядных ламп становится невозможным.
Работа асинхронных двигателей зависит от величины напряжения на его зажимах. Рассмотрим основные технические показатели работы асинхронного двигателя на примере его механической характеристики, представляющей собой зависимость между электромагнитным моментом и скольжением (или частотой вращения), представленной на рис. 8.1. Предположим, что произошло длительное понижение напряжения, подводимого к зажимам электродвигателя. Новый режим работы электродвигателя установится в точке 2. Скольжение двигателя увеличится, производительность механизма, приводимого во вращение этим электродвигателем, падает. При дальнейшем длительном снижении напряжения происходит дальнейшее ухудшение технических характеристик приводимого им во вращение механизма. При провалах напряжения двигатель может и остановиться. В случае снижения напряжения на зажимах электродвигателя при той же потребляемой мощности увеличивается ток, потребляемый из сети. При этом происходит более интенсивный нагрев обмоток двигателя и, соответственно, снижается срок его службы. Повышение напряжения на зажимах электродвигателя приводит к увеличению потребляемой им реактивной мощности. В среднем на каждый процент повышения напряжения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и более (в основном, за счет увеличения тока холостого хода).
Рис. 8.1. Влияние изменений напряжения на электромеханические характеристики асинхронного двигателя.
Режим работы электротермических установок при снижении напряжения существенно ухудшается, увеличивается длительность технологического процесса и, следовательно, себестоимость производства. При значительных отклонениях напряжения от номинальных значений наступает срыв технологического процесса. Так, при снижении напряжения на 5 % на зажимах рудно-термической печи РКЗ-16,5, ее производительность снижается на 12 % и т.д.
Рассмотрим, как реагирует нагрузка на изменение режима в электрической системе. Пусть из-за аварии или по другим причинам напряжение на нагрузке понижается. При понижении напряжения в соответствии со статическими характеристиками будут уменьшаться значения Pн и Qн, а, следовательно, будут уменьшаться потери напряжения ΔU, а значение напряжения на нагрузке Uн вследствие этого будет увеличиваться. Нагрузка в силу своего положительного регулирующего эффекта повысит напряжение Uн. Все это справедливо в случае, когда Uн > Uкр = (0.7-0.8)Uном. Нагрузка имеет положительный регулирующий эффект при Uн > Uкр и отрицательный регулирующий эффект при Uн < Uкр. В последнем случае понижение Uн вызывает рост потребляемой реактивной мощности Qн, соответственно большая реактивная мощность течет и по линии. Это вызывает увеличение потерь напряжения в линии ΔU, следовательно, уменьшается напряжение в конце линии у потребителя. В соответствии со статической характеристикой при Uн < Uкр Qн снова растет. Это приводит к дополнительному понижению Uн и т. д. Возникает явление, называемое лавиной напряжения. При такой аварии останавливаются (опрокидываются) асинхронные двигатели.
Колебания напряжения отрицательно сказываются на зрительном восприятии предметов, деталей, графических изображений и, в конечном счете, на производительности труда и зрении работников. Воздействие миганий ламп зависит от типа светильника. При одинаковых колебаниях напряжения отрицательное влияние ламп накаливания проявляется в значительно большей мере, чем газоразрядных ламп. При размахах изменений напряжения более 10 % наблюдаются погасания газоразрядных ламп. При больших размахах (свыше 15 %) могут отключаться магнитные пускатели. При таких колебаниях наблюдается выход из строя конденсаторов и вентилей преобразовательных агрегатов. Колебания напряжения отрицательно сказываются на работе большого числа потребителей.
ГОСТ 13109-97 установлены следующие допустимые отклонения напряжения на зажимах приемников электрической энергии:
- нормально допустимые - в пределах ±5% от номинального напряжения;
- предельно допустимые - в пределах ±10% от номинального напряжения.
Нормы на допустимые колебания напряжения приводятся в зависимости от частоты одиночных изменений (размахов) напряжений (FδUt).
Рис. 8.2. Предельно допустимые размахи изменений (колебаний) напряжения: 1 – в точках общего присоединения; 2 – для помещений с лампами накаливания повышенной освещенности.
Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накопления выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления электроэнергии.
В каждый момент времени в установившемся режиме системы должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей:
ΣPг = ΣPп = ΣPн + ΣΔP,
ΣQг = ΣQп = ΣQн + ΣΔQ,
где ΣPг, ΣQг – генерируемые активная и реактивная мощности станций (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды); ΣPп, ΣQп – суммарное потребление активной и реактивной мощностей; ΣPн, ΣQн – суммарная активная и реактивная мощности нагрузки потребителей; ΣΔP, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощности.
Баланс активной мощности в системе связан с частотой переменного тока. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание – к росту частоты. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой частотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизится. Справедливо и обратное. Аналогично и в электрической системе, например при ΣPг > ΣPп турбины начинают разгоняться и вращаться быстрее, частота растет.
Причинами нарушения баланса мощности могут быть:
а) аварийное отключение генератора; б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например, увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры; в) аварийное отключение линий или трансформаторов связи.
Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности: ΣPг1 + ΣPг2 = ΣPп1 + ΣPп2. Однако в первой части системы генерация больше потребления: ΣPг1 > ΣPп1, а во второй, наоборот, ΣPг2 < ΣPп2. Если линия связи аварийно выйдет из строя, обе части системы будут работать изолированно и баланс Р в каждой из них нарушится. В первой частота возрастет, во второй понизится. В результате наступает новое состояние равновесия (баланс) между выработкой и потреблением активной мощности, но уже при других частотах.
Следует заметить при этом, что изменение частоты происходит одновременно и одинаково во всей энергосистеме или объединении систем.
К поддержанию частоты в электрических системах предъявляются повышенные требования, так как следствием больших отклонений могут являться выход из строя оборудования станций, понижение производительности двигателей, нарушение технологического процесса и брак продукции.
Для поддержания нормальной частоты в системе активная мощность автоматически регулируется на нескольких самых мощных электростанциях системы. Эта, регулирующая частоту, станция работает по ориентировочному графику нагрузки, в то время как остальные станции работают по заданному графику, исходя из экономического распределения мощности между ними.
Превышение ΣPг над ΣPп, приводящее к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них. Понижение частоты из-за превышения ΣPп над ΣPг требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР). В противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.
Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.
Кроме резерва мощности на электростанциях системы необходим резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает потребителей третьей категории. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители. После ликвидации дефицита мощности, например, после включения резервных источников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (АПВЧ) включают ранее отключенные потребители, восстанавливая нормальную работу системы.
Баланс реактивной мощности по всей системе связан с уровнем напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается; при дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается.
Напряжения в узловых точках сети электрической системы в той или иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реактивной мощности как по системе, так и по отдельным ее районам.
Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (ΣQг > ΣQп), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (ΣQг < ΣQп) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что, например, емкостный ток линии на холостом ходу повышает напряжение на ее конце. Соответственно избыток генерируемой реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.
Отклонения напряжения, как было отмечено выше, являются «медленным» изменением напряжения и вызываются либо изменением уровня напряжения в центре питания, либо потерями напряжения в элементах сети. На рис. 8.3 качественно показано, как изменяется уровень отклонения напряжения (в процентах от номинального напряжения) вдоль участка сети от центра питания до электроприемника. Условно нанесены границы допустимых значений. Из рис. 8.3 видно, что требования по отклонениям напряжения для удаленных электроприемников могут не выполняться. Это связано с потерями напряжения в трансформаторах и линии. Суммарная величина потерь напряжения может быть определена в процентах по выражению:
,
где Pk и Qk – соответственно активная и реактивная мощности, протекающие по k-ому участку сети; Rk и Xk – активное и реактивное сопротивления k-го элемента сети.
Рис. 8.3. Изменение напряжения в сети.
Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках ЭЭС с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами.
Встречное регулирование напряжения состоит в изменении напряжения в зависимости как от суточных, так и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах 6-10 кВ понижающих подстанций (на 5% выше номинального) в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.
Обеспечить требования по отклонениям напряжения в электрической сети можно двумя способами:
• за счет регулирования напряжения в центре питания (ЦП) и у потребителя;
• снижением потерь напряжения в элементах сети.
Первый способ может быть реализован с помощью регулирования напряжения на зажимах генераторов или изменения коэффициента трансформации питающего трансформатора.
Возможности генератора как регулирующего устройства определяются его исполнением (гидро- или турбогенератор), тепловым режимом, системой возбуждения и автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Для большинства генераторов, не меняя активную мощность генератора, можно изменять напряжение только в пределах 0,95Uном < Uг < 1,05Uном. Конкретное значение поддерживаемого напряжения задается настройкой (уставкой) АРВ, которое обеспечивает плавное (без ступеней) регулирование напряжения.
Этот диапазон регулирования напряжения (±5 %) явно недостаточен. При трех-четырех трансформациях потери напряжения в сети составляют в режимах наибольших нагрузок SDUнб = 30-40 % и в режимах наименьших нагрузок SDUнм = 12-16 %. Отсюда видно, что диапазон изменения напряжения у потребителя составляет SDUнб - SDUнм = 18-24 %. Поэтому диапазон изменения напряжения у генератора, составляющий только 10 %, явно недостаточен.
Генераторы электростанций являются только вспомогательным средством регулирования по двум причинам: 1) недостаточен диапазон регулирования напряжения генераторами; 2) трудно согласовать требования по напряжению удаленных и близких потребителей.
Как единственное средство регулирования генераторы применяются только в случае системы простейшего вида — типа станция — нераспределенная нагрузка. В этом случае на шинах изолированно работающих электростанций промышленных предприятий осуществляется встречное регулирование напряжения. Изменением тока возбуждения генераторов повышают напряжение в часы максимума нагрузок и снижают в часы минимума.
С целью регулирования напряжения трансформаторы оснащаются автоматическими регуляторами коэффициента трансформации (АРКТ) для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) или имеют возможность переключения отпаек регулировочных ответвлений без возбуждения (ПБВ), т.е. с отключением их от сети на время переключения ответвлений. Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение в диапазоне от ± 10 до ± 16 % с дискретностью (1,25–2,5) %. Трансформаторы с ПБВ имеют регулировочный диапазон обычно ± 5 %. Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.
Трансформаторы без регулирования под нагрузкой в настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора Uв.ном. Для понижающих трансформаторов с ПБВ Uв.ном равно номинальному напряжению сети Uном.с, к которой присоединяется данный трансформатор (6, 10, 20 кВ). При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называют номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5, +2,5, -2,5 и -5 %. Вторичная обмотка трансформатора является центром питания сети, подключенной к этой обмотке. Поэтому номинальное напряжение вторичной обмотки трансформаторов выше номинального напряжения сети на 5%.
Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, требуется отключить его от сети. Такие переключения производятся редко, при сезонном изменении нагрузок. Поэтому в режиме наибольших и наименьших нагрузок в течение суток (например, днем и ночью) трансформатор с ПБВ работает на одном регулировочном ответвлении и соответственно с одним и тем же коэффициентом трансформации. При этом нельзя осуществить требование встречного регулирования.
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и диапазоном регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН, равным 115 кВ, предусматриваются диапазоны регулирования +16 % при 18 ступенях регулирования по 1,78 % каждая. С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течение суток, выполняя, таким образом, требования встречного регулирования.
Линейные регулировочные трансформаторы (ЛР) применяются для регулирования напряжения в отдельных линиях или в группе линий. Так, они применяются при реконструкции уже существующих сетей, в которых используются трансформаторы без регулировки под нагрузкой. В этом случае для регулирования напряжения на шинах подстанции ЛР включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором. Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линии.
Автотрансформаторы 220—330 кВ сейчас выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения. Ранее для автотрансформаторов устройство РПН выполнялось встроенным в нейтраль, при этом изменение коэффициентов трансформации между обмотками ВН и СН и обмотками ВН и НН нельзя было производить независимо друг от друга. В настоящее время с помощью РПН, встроенного на линейном конце обмотки СН, можно изменять под нагрузкой коэффициент трансформации только для обмоток ВН—СН. Если требуется одновременно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации между обмотками ВН и НН, то необходимо установить дополнительно линейный регулятор последовательно с обмоткой НН автотрансформатора. С экономической точки зрения такое решение оказывается более целесообразным, чем изготовление автотрансформаторов с двумя встроенными устройствами РПН.
Ответвление регулируемой части обмотки понижающего трансформатора, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения Uн.жел, может быть определено по формуле:
nотв.жел= ,
где DUотв – ступень регулирования напряжения в %; U′н – рассчитанное напряжение со стороны низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения; Uвн, Uнн – номинальные напряжения соответственно обмоток высшего и низшего трансформатора.
Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа nотв с учетом максимального числа ответвлений.
После этого определяется действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
Uн= .
Ответвление регулируемой части обмотки автотрансформатора, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах среднего напряжения Uс.жел, может быть определено по выражению:
nотв.жел= ,
где DUотв – ступень регулирования напряжения в %; U′с – рассчитанное напряжение со стороны среднего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения; Uвн, Uсн – номинальные напряжения обмоток автотрансформатора.
Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа nотв с учетом максимального числа ответвлений. После этого определяется действительное напряжение на шинах среднего напряжения автотрансформатора:
Uс= .
Отрегулированное значение напряжения на шинах среднего напряжения автотрансформатора используется для расчета сети среднего напряжения.
На стороне низшего напряжения автотрансформатора устанавливаются линейные регуляторы. Добавочная ЭДС рассчитывается по формуле:
.
Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения, может быть определено по формуле:
nотв.жел= .
Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа nотв с учетом максимального числа ответвлений. После этого определяется действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
Uн= .
Второй способ, основанный на снижении потерь напряжения в линиях, может быть реализован за счет снижения:
1) активного сопротивления;
2) реактивного сопротивления;
3) потока активной мощности по линии;
4) потока реактивной мощности по линии.
Сразу же отметим, что снижение активной нагрузки элемента для повышения напряжения у потребителя связано с недоотпуском электроэнергии и поэтому не применяется. К тому же воздействие на режим напряжений через активную мощность оказывается относительно слабым.
Рассмотрим влияние активного сопротивления на потери напряжения. В распределительных сетях активное сопротивление больше реактивного, т. е. R0 >X0 (см. рис. 8.4). В формуле потерь напряжения основную роль играет первое слагаемое числителя Р.R. При изменении сечения линий в распределительных сетях существенно меняются R0 и изменяются потери напряжения в сети, а значит, и напряжение потребителя. Поэтому в этих сетях сечение проверяется по условиям обеспечения допустимой потери напряжения.
Рис. 8.4. Зависимость удельного активного и реактивного сопротивления линии электропередачи от сечения провода.
В питающих сетях, наоборот, X0 > R0 (см. рис. 8.4), поэтому потери напряжения в значительной степени определяются реактивным сопротивлением линий, которое мало зависит от сечения. Выбирать сечение линий в питающих сетях по допустимой потере напряжения экономически нецелесообразно.
Таким образом, снижение потерь напряжения за счет снижения активного сопротивления (увеличения сечения линий) актуально только в сетях до 35 кВ.
Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Чтобы изменить реактивное сопротивление, необходимо включить в линию конденсаторы, т.е. применить продольную емкостную компенсацию (УПК). Продольная емкостная компенсация параметров линии заключается в последовательном включении конденсаторов в рассечку линии, благодаря чему ее реактивное сопротивление уменьшается: X'л = XL – XC < Xл.
Сопротивление батарей конденсаторов УПК для снижения потери напряжения от значения ΔU1 (%) до значения ΔU2 (%) рассчитывается по выражению:
.
Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, выраженное в процентах, называется процентом компенсации:
с = Xс/Xл .100%.
На практике применяют лишь частичную компенсацию (c < 100%) реактивного сопротивления линии. Полная или избыточная компенсация (с > 100%) в распределительных сетях, непосредственно питающих нагрузку, обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети перенапряжений.
Применение УПК позволяет улучшить режимы напряжения в сетях. Однако отметим, что в питающих сетях УПК применяют в основном не для регулирования напряжения, а для повышения пропускной способности линий. Это дорогие устройства, во-первых, из-за изоляции - они изолируются от земли на полное напряжение линии; во-вторых, из-за необходимости защиты конденсаторов от перенапряжений при близких КЗ и при их включении-отключении; в-третьих, из-за коммутационной аппаратуры, рассчитанной на высокие напряжения и токи; которые не выдерживают конкуренцию с другими регулирующими устройствами.
Эффективным средством регулирования напряжения являются источники реактивной мощности (ИРМ). Их воздействие основано на снижении перетоков реактивной мощности по линиям и кабелям питающей сети. Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности. В отличие от активной мощности, реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами, которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.
Компенсацией реактивной мощности будем называть ее выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств.
Проблема компенсации реактивной мощности в электрических системах страны имеет большое значение по следующим причинам:
1) в промышленном производстве наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной;
2) в городских электрических сетях возросло потребление реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок;
3) увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях.
Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети. И, наконец, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.
Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должны размещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.
В качестве компенсирующих устройств в электрических сетях используются: синхронные двигатели, работающие в режиме перевозбуждения, синхронные компенсаторы (СК), конденсаторные батареи (БК), реакторы, статические источники реактивной мощности (ИРМ).
Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнении на номинальное напряжение 0,22–10,5 кВ. Единичная мощность конденсаторов составляет 10–125 квар. Шунтовые конденсаторные батареи применяют на напряжениях до 110 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное соединение конденсаторов.
В сетях трехфазного тока конденсаторы включаются звездой и треугольником. При соединении конденсаторов треугольником мощность батареи оказывается в 3 раза больше. На напряжения до 1 кВ конденсаторы обычно включают треугольником; на напряжения 6 кВ и выше конденсаторы включают по схеме звезды с изолированной или глухо заземленной нейтралью в зависимости от режима нейтрали сети, в которой устанавливаются БК.
В конденсаторах, применяемых в компенсирующих устройствах, в качестве диэлектрика используется бумага, пропитанная минеральным маслом или синтетической жидкостью. Известны разработки конденсаторов повышенной мощности с диэлектриком из синтетической пленки, имеющих малые габариты.
Батареи конденсаторов бывают регулируемые (управляемые) и нерегулируемые. В нерегулируемых число конденсаторов неизменно, а величина реактивной мощности зависит только от квадрата напряжения. Суммарная мощность нерегулируемых батарей конденсаторов не должна превышать наименьшей реактивной нагрузки сети.
В регулируемых батареях конденсаторов в зависимости от режима автоматически или вручную изменяется число включенных конденсаторов. Выпускаются регулируемые комплектные батареи конденсаторов на напряжения 0,38; 6; 10 кВ, снабженные пускорегулирующим устройством, необходимым для автоматического изменения мощности батареи (контакторами или выключателями).
На практике изменение мощности, вырабатываемой батареей в нормальных эксплуатационных условиях, достигается включением или отключением части конденсаторов, составляющих батарею, т. е. путем ступенчатого регулирования. Одноступенчатое регулирование заключается в отключении или включении всех конденсаторов батареи, многоступенчатое—в отключении или включении отдельных секций батареи, снабженных контакторами или выключателями.
При отключении конденсаторов необходима их автоматическая (без участия дежурного персонала) разрядка на активное сопротивление, присоединенное к батарее. Величина его должна быть такой, чтобы при отключении не возникло перенапряжений на зажимах конденсаторов. Защита конденсаторов осуществляется плавкими предохранителями, включаемыми по одному в цепь каждого конденсатора. Кроме того, батарея в целом защищается с помощью предохранителей или выключателей в цепи батареи.
Основные преимущества конденсаторов в сравнении с другими компенсирующими устройствами состоят в следующем:
а) удельная стоимость (за 1 квар) БК совместно с пускорегулирующей аппаратурой в настоящее время наименьшая по сравнению со стоимостью других компенсирующих устройств;