Методы и принципы регулирования напряжения

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОНИЖАЮЩИХ

ПОДСТАНЦИЯХ С ДВУХОБМОТОЧНЫМИ

ТРАНСФОРМАТОРАМИ

Для регулирования напряжения на трансформаторах понижающих подстанций устанавливаются специальное устройство – регулятор под нагрузкой (РПН). РПН представляет из себя автоматическое устройство, меняющее рабочее ответвление витков обмотки трансформатора и изменяющее, таким образом, коэффициент трансформации трансформатора. РПН устанавливаются в трансформаторах напряжением 35 кВ и выше и размещаются в нейтрали обмотки ВН. Это позволяет, во-первых, иметь наиболее плавное регулирование, так как число витков у обмотки ВН больше, чем на НН, во-вторых, при переключениях выполняется коммутация меньших по величине токов, чем на стороне НН и, в третьих, включение РПН в заземленную нейтраль на ВН значительно снижает требования к уровню изоляции устройства регулирования.

Рис. 5.7. Упрощенная схема регулирования напряжения двухобмоточного трансформатора

В упрощенном виде схема переключений ответвлений двухобмоточного трансформатора представлена на рис. 5.7.

На стороне ВН трансформатора последовательно соединяются нерегулируемая и регулируемая обмотки. Обе обмотки размещены на одном магнитопроводе, на котором также находится обмотка НН. Регулируемая обмотка может иметь 12, 16 или 18 ступеней регулирования по 1,5 или 1,78 % диапазоном регулирования ±9, ±12 или ±16 % от U _ном. Для простоты на рис. 5.7 показаны всего 4 ступени (±2). Переключающее устройство состоит из двух переключателей П₁ и П₂, двух контакторов К₁ и К₂ и токоограничивающего реактора Р. В положении, показанном на рис. 5.7, ток в обмотке ВН проходит через плечи реактора в противоположных направлениях, вследствие чего результирующий магнитный поток реактора очень мал и его сопротивление незначительно

В среднем положении переключателей отпаек (номинальное ответвление) трансформатор работает с основным (номинальным) коэффициентом трансформации, рис. 5.7. В других положениях (на других ответвлениях) коэффициент трансформации уменьшается или увеличивается в зависимости от того согласно или встречно с витками основной обмотки включаются дополнительные витки регулируемой обмотки. При подаче сигнала перехода на верхнюю соседнюю отпайку операции по переключениям выполняются в следующем порядке:

Þ отключается контактор К₁;

Þ переключатель П₁ переводится на верхнее соседнее ответвление;

Þ включается контактор К₁;

Þ отключается контактор К₂;

Þ переключатель П₂ переводится на верхнее соседнее ответвление;

Þ включается контактор К₂.

В то время, когда переключатели находятся на разных ответвлениях и оба контактора включены, по контуру, образованному всеми элементами переключающего устройства, протекает уравнительный ток, вызванный ЭДС, наводимой в замкнутых через переключающее устройство витках регулируемой обмотки. Плечи реактора для этого тока будут соединены последовательно и реактивное сопротивление реактора велико, что будет препятствовать короткому замыканию между ответвлениями.

При переходе на нижнее ответвление работа переключателей и контакторов происходит в обратном порядке, т. е. вначале срабатывает К₂ и П₂, а затем К₁ и П₁.

Переключающее устройство размещают в баке трансформатора. Контакторы устанавливаются в отдельном, залитом маслом стальном кожухе, укрепленном как снаружи бака трансформатора, что обеспечивает наиболее удобную ревизию и ремонт их элементов, так и внутри бака трансформатора.

В виду того, что при напряжении 220 кВ и выше реакторы переключающего устройства РПН получаются очень громоздкими, в таких трансформаторах применяют переключающие устройства с активными сопротивлениями, рассчитанными на кратковременную работу, что обеспечивается использованием мощных быстродействующих приводов контакторов со скоростями срабатывания порядка десятых долей секунды.

Рассмотренное устройство РПН называют встроенным.

Трансформаторы городских и сельских электрических сетей, напряжением ниже 35 кВ снабжаются устройством переключения без возбуждения (ПБВ), т. е. с возможностью переключения ответвлений только при снятом напряжении. Трансформаторы с ПБВ имеют основное ответвление с номинальным напряжением и четыре ступени регулирования по 2,5 %, т. е. дополнительные ответвления с изменением напряжения относительно его номинального значения на +5; +2,5; -2,5 % и –5 % (±2´2,5 %). Коэффициенты трансформации этих трансформаторов изменяются либо при изменении схемы электроснабжения, либо при переходе от сезонных максимальных нагрузок к минимальным и наоборот. Суточное регулирование в этих сетях возлагается на ЦП.

Устройство ПБВ также является встроенным устройством регулирования.

При проектировании электрической сети выполняется расчет режимов наибольших и наименьших нагрузок и проверяется возможность регулирования напряжения с помощью РПН или ПБВ установленных понижающих трансформаторов. Для этого определяется номер или напряжение ответвления, необходимого для достижения желаемого напряжения на шинах НН подстанции. В этом случае, как правило, регулирование осуществляется в соответствии с принципом встречного регулирования напряжения. Так как на сопротивлениях трансформатора имеется падение напряжения, то при выборе ответвления необходимо вычислить напряжение за сопротивлением трансформатора – напряжение на выводах обмотки НН приведенное к напряжению ВН, рис. 5.8.

Рис.5.8. Трансформатор с РПН: а – обозначение, б – схема замещения

Напряжение на шинах НН вычисляется по формуле:

,

(5.4)

где ; D U – падение напряжение на сопротивлениях обмоток трансформатора; U _В – напряжение на шинах ВН; k _т – коэффициент трансформации, подлежащий определению; U _отв – искомое напряжение ответвления.

Из (5.4) найдем напряжение ответвления U _отв при условии, что напряжение на шинах НН равно желаемому напряжению U _Н = U _жел.

.

(5.5)

Найденное по (5.5) напряжение ответвления следует использовать для определения ближайшего стандартного ответвления. Ряд стандартных напряжений ответвлений может быть получен по формуле:

,

(5.6)

где m – номер ответвления в сторону увеличения (знак плюс) или в сторону уменьшения (знак минус) коэффициента трансформации (m = 0,1,… m _max); m _max – максимально возможное количество ответвлений трансформатора в сторону увеличения k т - , или в сторону уменьшения , обычно ; D U _отв и D U _отв% - шаг изменения напряжения при переходе на соседнее ответвление в киловольтах и процентах, соответственно. Следует заметить, что уменьшение коэффициента трансформации приводит к увеличению напряжения на шинах НН, а увеличение – к его уменьшению.

Действительное напряжение на шинах НН с учетом выбранного ответвления:

,

(5.7)

Для проверки возможности регулирования напряжения с помощью ответвлений РПН или ПБВ можно не определять напряжения ответвлений, а вычислить номер ответвления, обеспечивающий желаемое напряжение. Из (5.6) выразим номер ответвления m, заменив стандартное напряжение ответвления U _{отв ст} на напряжение ответвления, полученное из (5.5).

.

(5.8)

Если m входит в допустимый диапазон номеров (0,1,… m _max), то регулирование возможно; в противном случае необходимы дополнительные средства регулирования напряжения на данной подстанции или изменение сделанных ранее проектных решений.

Пример. На подстанции установлено два понижающих трансформатора типа ТРДН-40000/110. Выбрать ответвления РПН ±9´1,78 % в режиме наибольших нагрузок при напряжении на шинах ВН 102 кВ. Мощность, протекающая по трансформаторам со стороны ВН, равна 62 + j28 МВ×А. Номинальные напряжения обмоток трансформаторов U _{В ном} = 115 кВ, U _{Н ном} = 10,5 кВ. Желаемое напряжение U _жел = 10,5 кВ.

Для расчетов используем вычисления некоторых выражений в Mathcad.

Вычислим падение напряжения в сопротивлении схемы замещения трансформаторов:

Напряжение на обмотке НН, приведенное к напряжению обмотки ВН

Это напряжение соответствует ближайшему стандартному ответвлению минус 8 U _отв8 = 98,624 кВ. Действительное напряжение на обмотке НН с учетом установленного ответвления:

кВ.

Если сразу вычислить номер ответвления, то будем иметь:

 

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

МЕТОДЫ И ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Потребление мощности в ЭЭС изменяется в течение времени. Разным режимам работы потребителей соответствуют разные потоки мощности, протекающие по сети и, следовательно, разные потери напряжения. В режиме наибольших нагрузок сеть, как правило, сильно загружена и потери напряжения в ее элементах большие. В других нормальных режимах потери напряжения меньше, а в режиме наименьших нагрузок могут быть совсем незначительными.

Отклонение напряжения в узлах сети обычно определяется в процентах относительно номинального напряжения сети:

.

(5.1)

Наибольшие отклонения напряжения у потребителей, как правило, наступают в аварийных режимах – при отключениях линий и выходе из работы крупного оборудования (генераторов, трансформаторов).

Работа электроприемников с наилучшими технико-экономическими показателями (высокий КПД, надежность, электромагнитная безопасность и т. п.) возможна только при небольших отклонениях напряжения на их выводах. ГОСТ 13109 - 97 определяет нормальные и предельно допустимые отклонения напряжения у электроприемников (см. п. 5.1), а ГОСТ 21128 - 83 (см. табл. В.2) устанавливает наибольшие рабочие напряжения для оборудования ЭЭС. Кроме того, для трансформаторов электрической сети устанавливается превышение напряжения не более, чем на 5 % относительно напряжения рабочего ответвления регулирующего устройства, что связано с недопустимостью перехода на нелинейную часть кривой намагничивания трансформатора.

Нижний уровень напряжений в электрической сети определяется условиями регулирования напряжения в распределительных сетях и устойчивостью работы ЭЭС. Указанные требования к отклонению напряжения в электрической сети и на выводах электроприемников обуславливают необходимость регулирования напряжения во всех видах электрических сетей. Различают централизованное и локальное регулирование напряжения.

При централизованном регулировании напряжение изменяют в центре питания (ЦП), которым могут быть шины электростанции, а также шины среднего или низкого напряжения понижающей подстанции. Локальное регулирование используется в питающих и распределительных сетях для отдельных групп потребителей или электроприемников (групповое регулирование). Иногда регулирование выполняется для отдельного электроприемника (индивидуальное регулирование).

Рассмотрим схему электрической сети, изображенную на рис. 5.1. Напряжение на генераторе, равное номинальному напряжению генератора, на 5 % выше номинального напряжения сети. Если сеть имеет номинальное напряжение 10 кВ, то номинальное напряжение генератора 10,5 кВ. На генераторе допускается нормальное превышение напряжения относительно его номинального напряжения на 5 %. Пусть генератор, рис. 5.1, работает с наибольшим рабочим напряжением, тогда отклонение напряжение на его выводах составляет +10 % относительно номинального напряжения сети.

Рис. 5.1. Схема электрической сети и графики отклонения напряжения

Силовые трансформаторы, как правило, имеют номинальные напряжения обмоток на 5…10 % выше номинального напряжения сети, к которой они присоединены. Это требуется потому, что рабочее напряжение сети стремятся поддерживать выше номинального напряжения из условия необходимости компенсации потерь напряжения. Следовательно, трансформаторы работают на повышенном напряжении и с целью их работы с величиной тока намагничивания, соответствующего линейной части характеристики намагничивания, обмотки трансформатора рассчитывают на номинальное напряжение большее, чем номинальное напряжение сети.

В каждом элементе цепочки шин a,b…h, показанной на рис. 5.1, теряется напряжение. В режиме максимальных нагрузок эта величина в среднем для линий равна 10 %, а для трансформаторов 5 %. Отклонение напряжения в конечной точке h без использования специальных средств составило бы величину:

(5.2)

Такое снижение напряжения недопустимо для всякого потребителя и для электрической сети. Поэтому трансформаторы даже без каких-либо средств регулирования напряжения изготавливаются с таким соотношением напряжений обмоток, чтобы обеспечить добавку напряжения при трансформации порядка 5 %. На рис. 5.1 указаны действительные и относительные величины номинальных напряжений обмоток трансформаторов. разность относительных напряжений для каждого трансформатора дает его добавку напряжения D V. Следовательно, в среднем можно считать, что при потере напряжения в трансформаторе порядка 5 % она компенсируется добавкой напряжения трансформатора, и в расчете по формуле (5.2) отклонение напряжения в точке h окажется не –40 %, а –20 %. Этого, однако, также нельзя допустить, поскольку в конечном счете к точке h присоединяется распределительная сеть 10/0,38 кВ, где тоже есть потери напряжения, которые необходимо компенсировать положительным отклонением величины напряжения в точке h до 5…10 %. Следовательно, в цепочке a … h требуется еще суммарная добавка напряжения порядка (5…10 %) - (-20 %) = 25…30 %. Это достигается установкой в сети устройств регулирования напряжения, которые обеспечивают либо снижение потерь напряжения в линиях и трансформаторах, либо вводят дополнительные добавки напряжения в трансформаторах. Следует отметить, что в рассматриваемой схеме сети трансформатор Т₁ является повышающим, а все другие - понижающими. Повышающий трансформатор на электростанции не имеет устройства регулирования напряжения и регулирование напряжения на электростанции возможно только за счет генераторов.

К методам регулирования напряжения относят: регулирование напряжения на электростанциях, с помощью регулирующих устройств трансформаторов на понижающих подстанциях и с помощью изменения падений напряжения в электрической сети.

Изменение напряжения на электростанциях в ЭЭС может одновременно изменить напряжения во всей передающей сети высокого и сверхвысокого напряжения и связано с перераспределением реактивной мощности между электростанциями. В случае сети, питающейся от одной электростанции, рис. 5.2, а, напряжения меняются во всех узлах сети.

Изменение коэффициента трансформации одного из понижающих трансформаторов влияет на напряжение шин низкого напряжения (НН) только на данном трансформаторе и на напряжения сети, которая питается от этих шин, рис. 5.2, а.

Установка КУ на одной из понижающих подстанций изменит потоки реактивной мощности в ЛЭП по пути от ЦП до данной подстанции и, следовательно, падения напряжения в этих ЛЭП. Это изменит напряжения во всех узлах сети, кроме ЦП, рис. 5.2, б. Изменить падения напряжения на участках электрической сети можно также отключением и включением части параллельных элементов в сети, например одной цепи двухцепной ЛЭП, рис. 2.2, б.

Рис. 5.2. Схема электрической сети с областями влияния при использовании различных методов регулирования напряжения

Регулирование напряжения в электрических сетях выполняется по одному из трех принципов:

· стабилизация напряжения;

· стабилизация по заданному графику напряжения:

· встречное (согласное) регулирование.

В соответствие с принципом стабилизации напряжение на шинах нагрузки поддерживается всегда на заданном уровне, рис. 5.3, а. Регулирование по заданному графику предусматривает стабилизацию разных на различных временных интервалах заданных значений напряжений. В этом случае график напряжения является ступенчатым, например, в часы утреннего и вечернего максимума напряжение поддерживается выше, чем в остальные часы суток, рис 5.3, б. Принципы стабилизации используются при регулировании напряжения на электростанциях и в специальных случаях для индивидуального регулирования напряжения у некоторых электроприемников.

Рис.5.3. Графики напряжения

Рис. 5.4. Принцип встречного регулирования напряжения

Принцип встречного регулирования устанавливает значение напряжения на шинах НН понижающих подстанций в зависимости от тока нагрузки. Согласно ПУЭ [21], на шинах ЦП 6…20 кВ должно обеспечиваться встречное регулирование напряжения, при котором напряжение ЦП должно увеличиваться по мере роста нагрузки. В часы максимальной нагрузки напряжение поддерживается на 5…10 % выше номинального (не ниже 1,05 от номинального напряжения), а в часы минимальных нагрузок не выше номинального значения. График напряжения на шинах ЦП по форме повторяет график токовой нагрузки, рис. 5.3, в. Характеристика регулятора напряжения является линейной в зависимости от тока нагрузки, рис. 5.4.

К средствам регулирования напряжения относятся регуляторы напряжения на электростанциях, регулирующие устройства на понижающих трансформаторах, специальные регулировочные трансформаторы и КУ. Кроме того, к средствам регулирования напряжения можно отнести системы отключения (включения) части параллельно работающих элементов электрической сети.