Файл: Кгэу министерство науки и высшего образования российской федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования.docx

Под централизованным регулированием понимают регулирование напряжения непосредственно на шинах генераторов электростанций при помощи изменения их возбуждения. Централизованное регулирование осуществляют обычно как «встречное», т. е. таким образом, чтобы оно заранее «встречало» колебания напряжения, вызванные нагрузкой. Так, в период наибольших нагрузок у генераторов поднимают напряжение выше номинального, чтобы компенсировать повышенные потери напряжения в сети и поддержать его у потребителя близким к поминальному. И наоборот, когда нагрузка снижается, уменьшают возбуждение у генераторов и соответственно напряжение в сети.

Основными электроприемниками реактивной мощности являются асинхронные двигатели, трансформаторы, люминесцентные лампы, индукционные печи, реакторы и т.д.

Генераторы электростанций являются основными источниками реактивной мощности. Номинальный коэффициент мощности генераторов, равный отношению активной мощности генератора Рг к его полной мощности Sг(cos jг = Pг/Sг), составляет 0,85–0,9, и, значит, выработка реактивной мощности генераторами не может превышать 0,5–0,6 генерируемой ими активной мощности. Это означает, что генераторы электростанций не могут обеспечить всей потребности в реактивной мощности. Поэтому в ЭЭС широко применяются компенсирующие устройства. К ним относятся:

- конденсаторные батареи (КБ), применяемые в основном на напряжении 0,22–10 кВ. Будучи установленными в узлах нагрузки, они позволяют частично разгрузить электрические сети от передачи по ним реактивной мощности;

- синхронные компенсаторы (СК) – синхронные машины, работающие без нагрузки на валу, т.е. в режиме холостого хода. Синхронные компенсаторы выпускаются сравнительно большой мощности (50–320 MB · А) и устанавливаются, как правило, на районных подстанциях, где график нагрузки меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции напряжением 330–500 кВ и выше, где СК устанавливаются на шинах низшего напряжения (10–20 кВ). Синхронный компенсатор может быть снабжен устройством автоматического регулирования возбуждения, и при снижении напряжения он автоматически будет увеличивать выработку реактивной мощности, тем самым стабилизируя напряжение;

---

- статические тиристорные компенсаторы (СТК) состоят из параллельно включенных управляемых реакторов и КБ, которые подключаются к сети высокого напряжения через трансформатор. Для регулирования реактивной мощности используются тиристоры. Такое сочетание реакторов и КБ позволяет использовать СТК как для генерации (при преобладании емкостного элемента), так и для потребления реактивной мощности (при преобладании индуктивного элемента). Статические тиристорные компенсаторы выпускаются большой номинальной мощности и устанавливаются на промежуточных и конечных подстанциях мощных электропередач, а также в крупных узлах нагрузки для стабилизации режима сети при резкопеременном характере нагрузки. Использование СТК в питающих сетях позволяет: стабилизировать напряжение в месте подключения СТК; уменьшить потери активной мощности в электропередаче; увеличить пропускную способность линии и тем самым устранить необходимость сооружения новой линии; улучшить условия регулирования напряжения; демпфировать колебания мощности и напряжения;

---

2. Принципы регулирования напряжения

Потребление мощности в ЭЭС изменяется в течение времени. Разным режимам работы потребителей соответствуют разные потоки мощности, передаваемые 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:

(1)

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

Работа элсктроприемников с наилучшими технико-экономическими показателями (высокий КПД, надежность, электромагнитная безопасность и т. п.) возможна только при небольших отклонениях напряжения на их выводах. ГОСТ 32144-2013 определяет отрицательное и положительное отклонения напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии от номинального согласованного значения, а государственные стандарты на номинальные напряжения устанавливают наибольшие рабочие напряжения для оборудования ЭЭС. Требования к отклонению напряжения в точках присоединения в сети электроприемников потребителей определяются самими электроприемниками. Для большинства электроприемников отрицательное и положительное отклонения напряжения не должны превышать 5 % номинального напряжения.

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 обусловливают 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 элекгроприемника (индивидуальное регулирование).

Рассмотрим схему электрической сети, показанную на рис. 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. 1) работает с наибольшим рабочим напряжением, тогда отклонение напряжение на его выводах составляет +10% относительно номинального напряжения сети.

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.



Рисунок 1 – Схема электрической сети и графики отклонения напряжения

В каждом элементе цепочки шина, показанной на рис. 1, теряется напряжение. В режиме максимальных нагрузок эта величина в среднем для достаточно протяженных ВЛ равна 10%, а для трансформаторов 5%. Отклонение напряжения в конечной точке А без использования специальных средств составило бы величину:

(2)

Такое снижение напряжения недопустимо для всякого потребителя и для электрической сети. Поэтому трансформаторы даже без каких-либо средств регулирования напряжения изготовляются с таким соотношением напряжений обмоток, чтобы обеспечить добавку напряжения при трансформации порядка 5 

---

%. На рис. 1 указаны действительные и относительные величины номинальных напряжений обмоток трансформаторов. Разность относительных напряжений для каждого трансформатора дает его добавку напряжения Е_т, следовательно, в среднем можно считать, что при потерях напряжения в трансформаторе порядка 5 % они компенсируются добавкой напряжения трансформатора, и в расчете по формуле (2) отклонение напряжения в точке It 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 а, ..., h требуется еще суммарная добавка напряжения порядка (5... 10 %) - (-20 %) = 25...30%. Это достигается установкой в сети устройств регулирования напряжения, которые либо обеспечивают 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.

Способами регулирования напряжения являются:

• 
  • регулирование напряжения на электростанциях;
  
• 
  • с помощью регулирующих устройств трансформаторов на понижающих подстанциях;
  
• 
  • с помощью изменения потерь 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. 2, а), напряжения меняются во всех узлах сети.

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

---