Электроприемники (ЭП) спроектированы при условии подведения к ним номинального (паспортного) напряжения Uн. Потребители снабжаются электроэнергией по радиальным схемам от районных электрических подстанций, питаемых от мощных энергосистем, но уровни напряжения в системах электроснабжения часто отличаются от номинальных значений.
Цель работы: анализ способов регулирования напряжения в электрических сетях.
Для обеспечения качественного электроснабжения [1] используется регулирование напряжение, которое является одной из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснабжения. Например, регулирование напряжения можно осуществлять, изменяя: напряжение генераторов электростанций, коэффициент трансформации силовых трансформаторов и автотрансформаторов, параметры питающей сети, величину реактивной мощности, передаваемой по сети. Анализ показал, что применение перечисленных способов обеспечивает централизованное регулирование напряжения, а последние три из них могут быть применены и для местного регулирования.
Потребители, имеющие однотипные графики изменения нагрузок во времени, называются однородными, и для них можно применить централизованное регулирование напряжения, которое производится одновременно для всех потребителей, подключенных к данному центру питания. В случае присоединения к центру питания разнородных потребителей, имеющих разнотипные графики изменения нагрузок во времени, применяют групповое централизованное регулирование, при этом потребители объединяются в группы с однородными графиками и эти группы подключаются к различным секциям шин центра питания, имеющим отдельные регулирующие устройства.
Местное регулирование напряжения применяется для потребителей с графиками изменения нагрузки во времени, не совпадающими с графиками однородных потребителей. Оно осуществляется местными средствами (управляемыми батареями конденсаторов, крупными синхронными двигателями и др.).
Встречное регулирование напряжения генераторов осуществляется автоматическим регулированием тока возбуждения, в результате отклонение напряжения (dU) генераторов электростанций, работающих на шины генераторного напряжения с присоединенной к ним распределительной сетью, должно составлять ±5 % [2].
Существует 2 типа регуляторов напряжения:
1) ПБВ — переключение без возбуждения.
2) РПН — регулятор под нагрузкой (цепь не должна разрываться).
Принцип действия обоих регуляторов заключается в изменении коэффициента трансформации силового трансформатора путем изменения числа витков первичной обмотки.
Переключатели ПБВ и РПН устанавливают на первичной обмотке, так как первичный ток трансформатора меньше вторичного.
Трансформаторы с РПН.
Переключение отпаек под нагрузкой производится без разрыва электрической цепи. В процессе переключения соседние отпайки оказываются на короткое время замкнуты, но ток замыкания ограничивают с помощью специальных активных сопротивлений или реакторов. Перемещение переключателя отпаек осуществляется с помощью электропривода, управляемого дистанционно в ручном или автоматическом режиме.
Трансформаторы с ПБВ.
Современные трансформаторы с ПБВ стандартно имеют 5 отпаек (положений переключения) с номерами: -2, -1, 0, +1, +2, отпайка «0» — соответствует первичному номинальному напряжению.
Разность напряжений между соседними отпайками обозначается Е [%] и называется степенью регулирования Е = 2,5 %.
В соответствии с ПТЭ [3] на блочных генераторах энергетических систем, работающих в блоках с повышающими трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) и не имеющих непосредственной связи с распределительными сетями, возможный предел изменения напряжения составляет -5 % до +10 % от UН. При регулировании реактивной мощности по заданным графикам активной и реактивной нагрузки на шинах блочных генераторов устанавливается уровень напряжения, необходимый для нормальной работы потребителей, путем изменения коэффициента трансформации трансформаторов связи устройствами РПН. Более того, если трансформаторы связи не имеют устройств РПН, то регулирование напряжения на шинах генераторного напряжения электростанции производится изменением тока возбуждения генераторов.
Изменение коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов (кт) позволяет осуществлять централизованное суточное регулирование напряжения на подстанциях питающих и распределительных электросетей и у электроприемников системы электроснабжения предприятиями. Основным средством регулирования напряжения являются трансформаторы с устройствами РПН. Например, регулировочные ответвления таких трансформаторов располагаются на обмотке высшего напряжения, пределы регулирования равны ±10–16 % от Uн. РПН требует использования специальной автоматики для быстродействующего регулирования напряжения. Для регулирования напряжения при отключенной нагрузке (без нагрузки) силовых цеховых трансформаторов малой мощности используются переключатели типа ПБВ с пределами регулирования: +5; +2,5; 0; -2,5; -5.
Следовательно, изменение коэффициента трансформации трансформаторов создает определенный уровень напряжения у всех электроприемников. Однако существует опасность, что повышение напряжения до допустимого уровня у наиболее удаленных электроприемников приведет к повышенным уровням напряжения близко расположенной к регулируемым трансформаторам нагрузки. Кроме того, частые переключения РПН, и особенно ПБВ, нежелательны, т. к. требуют соответствующего обученного персонала и отключения потребителей от сети.
Изменение параметров питающей сети [4] достигается отключением в часы максимальных нагрузок одной или нескольких линий, следовательно, увеличивается потеря напряжения и понижается напряжение у потребителя. Анализ показал, что при использовании продольной компенсации реактивной мощности уменьшается индуктивное сопротивление и потеря напряжения в линии, увеличивается пропускная способность в линии.
К недостаткам этого способа регулирования напряжения относятся следующие: увеличение токов короткого замыкания в сети, возможность появления перенапряжений на конденсаторных батареях, появление при толчках нагрузки субгармонических колебаний вплоть до субгармонического резонанса.
Величину реактивной мощности, передаваемой по сети, изменяют с помощью конденсаторных батарей поперечного включения, синхронных двигателей с автоматическим регулированием тока возбуждения, статических источников реактивной мощности, генераторов местных электростанций промышленных предприятий.
Реактивная мощность вырабатывается не только генераторами электростанций, но и другими источниками: синхронными компенсаторами (СК), синхронными двигателями (СД), батареями конденсаторов (БК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), тиристорными компенсирующими установками (ТКУ) и др.
Синхронный компенсатор — это синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу. В отличие от генератора он не имеет первичного двигателя. СК не может вырабатывать активную мощность, а для покрытия своих механических и электрических потерь он потребляет энергию из сети. При перевозбуждении СК генерирует реактивную мощность в сеть, а при недовозбуждении становится потребителем реактивной мощности. Регулирование напряжения с помощью СК осуществляется плавно. Синхронные компенсаторы обычно устанавливают на мощных понижающих подстанциях и включают на шины 6–10 кВ или подключают к обмотке НН автотрансформатора либо к компенсационной обмотке трансформатора с РПН.
Синхронный двигатель широко используется в качестве электропривода для рабочих механизмов. Потребляя активную мощность, он одновременно может генерировать реактивную мощность (при перевозбуждении) либо потреблять ее (при недовозбуждении). СД позволяет реализовать плавное, автоматическое регулирование напряжения в местной сети. Стоимость СД высокая, но ниже, чем стоимость асинхронного двигателя такой же мощности совместно с компенсирующим устройством, позволяющим получить эквивалентный эффект регулирования напряжения. Схема подключения СД такая же, как и СК.
Батареи конденсаторов применяют в тех случаях, когда не требуется ее работа в режиме потребления реактивной мощности. Управляемые батареи конденсаторов (УБК) представляют собой группу последовательно и параллельно соединенных конденсаторов для получения требуемой мощности и для подключения на заданное напряжение.
УБК более экономичны, чем СК. Их выполняют на большие мощности (до 100 и более Мвар). Батареи конденсаторов устанавливаются на крупных подстанциях и подключаются как на шины 6–35 кВ, так и на шины высокого напряжения 110 кВ. Наличие переключающего устройства батарей конденсаторов дает возможность ступенчатого регулирования напряжения на шинах потребителей, так как позволяет отключать часть параллельно включенных конденсаторов или всю батарею при снижении нагрузки и включать полностью все конденсаторы при ее максимуме.
Статические источники реактивной мощности (ИРМ, СКУ, СТК и др.) в последние годы получают все большее применение в силу таких их качеств, как отсутствие вращающихся частей, высокое быстродействие, плавность регулирования напряжения и генерируемой реактивной мощности, незначительное влияние на токи короткого замыкания и т. п. Однако их стоимость пока значительно выше, чем стоимость других компенсирующих устройств такой же мощности. Статические компенсирующие установки по принципу работы делят на две группы. К первой группе относят установки, в которых реактивная мощность генерируется статическими конденсаторами и регулируется с помощью быстродействующих тиристорных средств, а ко второй — установки, в которых для генерирования реактивной мощности используется свойство индуктивности аккумулировать энергию в магнитном поле.
Выводы. Для обеспечения качества напряжения на зажимах электроприемников необходимо проводить мероприятия по регулированию напряжения. Исследования показали, что глубокое изменение напряжения неприемлемо для потребителей, работающих на общую электрическую сеть.
Литература:
1. ГОСТ 13109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [Текст]: [межгосударственный стандарт: принят Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации 21 ноября 1997 г. (протокол № 12–97): введен с 1 янв. 1999 г.].— М.: ИПК «Издательство стандартов», 2000. — 42 с.
2. ГОСТ 533–2000. Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия [Текст]: [межгосударственный стандарт: принят Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации 22 июня 2000 г. (протокол № 17): введен в действие 01.01.2002 г.].— М.: ИПК «Издательство стандартов», 2001. — 21 с.
3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]: [приказ Минэнерго РФ от 13 янв. 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»: утвержден Минэнерго России от 13.01.03: зарегистрировано Минюстом России № 4145 22.01.03]. — Санкт— Петергбург: ООО «Барс», 2003. — 312 с.
4. Арутунян А. А. Основы энергоснабжения. Методы расчета и анализа потерь электроэнергии, энергетическое обследование и энергоаудит, способы учета и снижения потерь, экономический эффект. — М.: Энергосервис, 2007.
