До включения синхронного компенсатора

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 5

Отсюда

Q_Кi = Q_i – Q_{i БАЛ} =P_i tgj_i – P_i tgj_БАЛ ,

i = 1,…,n.

(4.18)

Определенные в результате расчета мощности Q_Кi округляются до стандартных значений, соответствующих мощности комплектных установок конденсаторов.

В практике проектирования и эксплуатации должны применяться более общие и обоснованные методы расстановки компенсирующих устройств. Однако и при их приложении сначала, как и в предыдущем способе, определяется суммарная мощность КУ. Затем решается задача оптимальной расстановки КУ на подстанциях. Для выбора мощности КУ и мест их установки используются методы оптимизации.

В современных условиях дефицита КУ увеличение степени компенсации реактивной мощности в распределительных сетях имеет большое народнохозяйственное значение. Так, по некоторым данным увеличение коэффициента мощности на 0,01 в масштабах страны дает экономию на потерях в сети до 500 млн. кВт×ч электроэнергии в год. Компенсация реактивной мощности в сетях промышленных предприятий, а также в городских и сельских имеет свои особенности.

На промышленных предприятиях наибольшее распространение получили БК. Установка синхронного компенсатора допускается на крупных предприятиях по согласованию с энергосистемой. Необходимость их установки обосновывается технико-экономическими расчетами. В простейшем случае мощность компенсирующего устройства, устанавливаемого в пункте i, определяется следующим простым выражением:

где Q_S – суммарная распределяемая мощность КУ; r_i – сопротивление радиальной линии, питающей данный пункт; r_ЭК – эквивалентное сопротивление сети:

Более обоснованное и общее решение задачи выбора и расстановки компенсирующих устройств сводится к определению минимальных затрат при соблюдении ограничения в виде баланса реактивной мощности в рассматриваемом узле. Для задачи выбора и расстановки КУ, а также для оптимизации режима системы электроснабжения промышленного предприятия по реактивной мощности применяются методы оптимизации.

В городских и сельских электрических сетях обследования показали, что при дополнительной экономически обоснованной установке компенсирующих устройств снижение потерь электроэнергии может составить 20 – 25%. В городских и сельских электрических сетях оптимальным вариантом является полная компенсация реактивных мощностей нагрузок в режиме наибольших нагрузок. В качестве компенсирующих устройств в этих сетях используются БК.

Найденную в результате расчетов общую мощность компенсирующих устройств 0,38 кВ распределяют между присоединенными к сети 6 – 10 кВ трансформаторными подстанциями с учетом реактивной мощности комплектных установок конденсаторов. Их мощность не может быть произвольной, а определяется стандартом. В первую очередь следует устанавливать устройства компенсации в тех местах, где уровень напряжения нельзя поддерживать за счет централизованного регулирования.

4.12 ПРИМЕНЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИИ И СИСТЕМНОГО ПОДХОДА ПРИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Компенсация реактивной мощности в электроэнергетических системах применяется не только для улучшения условий ее баланса, но и в качестве одного из важнейших средств уменьшения потерь мощности и электроэнергии, а также регулирования напряжения.

Оптимизация мощности компенсирующих устройств состоит в определении оптимальной мощности и мест установки КУ. Эта задача имеет целью нахождение такого решения, которое обеспечивает максимальный экономический эффект при соблюдении всех технических условий нормальной работы электрических сетей и приемников электроэнергии. Критерием экономического эффекта являются приведенные затраты (см. § 6.3). Технические требования сводятся к ограничениям по отклонениям напряжения, по загрузке элементов сети, по мощности КУ.

Рассмотрим задачу оптимизации мощности КУ на примере простой схемы, приведенной на рис. 4.17, а. Будем рассматривать эту задачу при следующих допущениях:

1) мощность в линии определяется в предположении, что напряжения в узлах 1 и 2 равны U_НОМ. При этом уравнения установившегося режима линейны и в узле 2 задан постоянный ток, не зависящий от напряжения и равный

(4.19)

2) не учитывается влияние КУ на режим напряжения;

3) не учитывается изменение удельной стоимости потерь мощности С₀ при увеличении мощности КУ, т. е. С₀ принимается постоянной;

4) стоимость компенсирующих устройств принимается зависящей прямо пропорционально от их мощности, т. е.

З_К= з_К Q_K ,

(4.20)

где з_К – удельные затраты на КУ, руб/квар.

С учетом допущения 1) потери активной мощности в линии

(4.21)

При допущениях 1) – 4) целевая функция включает стоимость потерь мощности и компенсирующих устройств, т. е.

(4.22)

Решение задачи оптимизации мощности КУ для сети на рис. 4.17, а состоит в определении такого значения мощности КУ Q_KO , которое соответствует минимуму целевой функции (4.22). Оптимальное значение Q_KO определяется из условия

(4.23)

которое приводит к следующему результату:

(4.24)

Оптимальную мощность Q_KO для линии с r_Л и x_Л на рис. 4.17, а можно определить в результате расчета режима линии только с r_Л на рис. 4.17, б при напряжении U₂ узла 2, равному нулю, и напряжении узла 1, равном так называемому потенциалу затрат

(4.25)

По линии на рис. 4.17, б течет мощность, равная

Q₂ – Q_KO =E₃/ r_Л.

(4.26)

Эта мощность соответствует решению задачи оптимизации мощности КУ для линии на рис. 4.17, а. Действительно, оптимальная величина реактивной мощности в линии на рис. 4.17, а равна Q₂ – Q_KO по выражению (4.24). То же следует с учетом (4.25) и для рис. 4.17, б.

Задача оптимизации мощности КУ для сложной электрической сети решается аналогично. При приведенных выше допущениях 1) – 4) оптимизация мощности КУ сводится к задаче квадратичного математического программирования - поиска минимума целевой функции, зависящей от квадратов мощностей КУ в узлах Q_Ki , при ограничениях в виде линейных уравнений балансов мощностей в узлах (уравнений первого закона Кирхгофа). В результате решения этой задачи определяются значения Q_K0i во всех узлах, где возможна их установка.

В действительности схемы сетей намного сложнее, чем на рис. 4.17. В ряде узлов имеются КУ разных типов. Батареи конденсаторов, устанавливаемых в разных узлах, имеют разную стоимость, которая не определяется линейной зависимостью (4.20). При отказе от допущений 1) – 4) задача оптимизации становится нелинейной и сильно усложняется из-за учета напряжений и нелинейности стоимости КУ. В наиболее общем виде эта задача дискретной оптимизации, так как мощность компенсирующих устройств, например БК, меняется дискретно, а не непрерывно.

Рис. 4.17. Расчетная схема линии:

а – линия с r_Л и x_Л ; б – линия, мощность в которой соответствует оптимальной Q_K для линии на рис. а

Рис 4.18. Представление сетей энергосистемы для выбора КУ

Рис. 4.19. Эквивалентирование распределительной сети при компенсации реактивной мощности Q:

а – присоединение эквивалентируемойчасти сети; б – эквивалентируемая сеть представлена Q_П.С.

Системный подход при решении задачи компенсации реактивной мощности требует, во-первых, учитывать взаимосвязи различных частей электрической сети и, во-вторых, предполагает количественный анализ различных допущений для выбора применяемой математической модели. Третья особенность системного подхода состоит в учете многокритериальности задачи. Анализ различных допущений для выбора математической модели и учет многокритериальности выходят за рамки рассматриваемых вопросов.

Учет взаимосвязи различных частей в электрической сети при системном подходе требует выделить ту часть электрической сети, которую можно рассматривать отдельно от остальных частей сети, и при этом получать для этой части такие же результаты, какие были бы получены при совместном рассмотрении всех частей сети в целом. В общем виде расчетная схема сети сложной электроэнергетической системы приведена на рис. 4.18.

Питающая и распределительная сеть 35 кВ и выше представляется полной схемой замещения. К каждому из узлов этой сети в общем случае присоединены понижающие трансформаторы 220 – 35/6 – 10 кВ с сопротивлением r_Т +jx_Т на. К шинам 6 – 10 кВ трансформаторов присоединена сеть 6 – 10 кВ, представляемая в расчетной схеме на рис. 4.18 эквивалентным сопротивлением r_ЭК +jx_ЭК. Имеющиеся в узле 6 – 10 кВ синхронные двигатели, генераторы и компенсаторы представляют в виде одной эквивалентной синхронной машины (СМ), присоединенной непосредственно к шинам 6 – 10 кВ. Активные нагрузки узлов Р_С считают заданными на шинах 6 – 10 кВ ЦП, что соответствует существующей системе учета электроэнергии. В частных случаях некоторые из элементов расчетной схемы нарис. 4.18 могут отсутствовать, например в ряде узлов могут отсутствовать СМ, к шинам станций может быть не присоединена сеть 6 – 10 кВ, при этом может отсутствовать эквивалентное сопротивление этой сети, т.е. r_ЭК +jx_Э=0.

Батареи конденсаторов могут устанавливаться в каждом нагрузочном узле на шинах ВН и СН понижающих подстанций, а также на шинах 0,38 кВ (НН)трансформаторов 6 – 10/0,4 кВ, которые представлены в схеме на рис. 4.18 обобщенными шинами 0,38 кВ. На рис. 4.18 реактивная мощность БК на шинах ВН обозначена – jQ_K.B , на шинах СН — (– jQ_K.C ) и на обобщенных шинах 0,38 кВ – (– jQ_K.H ) .

В общем виде задача оптимизации мощности КУ формулируется следующим образом: определить рабочие реактивные мощности имеющихся в узлах СМ, мощности дополнительно устанавливаемых в сетях всех напряжений БК и законы регулирования мощности всех перечисленных КУ, а также соответствующие им значения реактивных мощностей, передаваемых в сети потребителей Q_C, обеспечивающие минимум затрат на производство и передачу электроэнергии.

Решение задачи оптимизации мощности КУ в полном объеме возможно только на ЭВМ, поскольку требует очень больших трудозатрат. Но даже и при использовании ЭВМ задачу целесообразно упростить. Для упрощения необходимо эквивалентировать части электрической сети. Наиболее просто эквивалентировать те части электрической сети, которые соединены с основной сетью только в одном узле. На рис. 4.19, а изображена эквивалентируемая часть сети, соединенная с основной сетью только в узле 1. На рис. 4.19, б эта эквивалентируемая часть сети представлена мощностью jQ_П.С – реактивной мощностью, передаваемой потребителям из системы, т. е. из основной сети в эквивалентируемую часть. Затраты, связанные с компенсацией реактивной мощности в эквивалентируемой части сети, зависят лишь от одного параметра Q_П.С:

З_П.С = f (Q_П.С ).

Передаваемая из основной сети в эквивалентируемую часть реактивная мощность jQ_П.С показана на рис. 4.18 в узле 1.

Задачу оптимизации мощности КУ при системном подходе для сложной электрической сети предлагается решать «сверху вниз». Вначале надо решить эту задачу для сети напряжением 35 кВ и выше, при этом сети 6 – 10 кВ учитываются в виде эквивалентных сопротивлений r_ЭК+jx_ЭK. В результате определяются оптимальные мощности СМ и БК, а также значения Q_С, передаваемые в сети потребителей 6 – 10 кВ. Затем решается задача оптимизации мощности КУ в распределительных сетях 6 – 10 кВ, причем мощность Q_С, передаваемая в такую сеть из сети более высокого напряжения, и мощности БК на шинах 6 – 10 кВ и обобщенных шинах 0,38 кВ Q_K.C и Q_К.Н принимаются заданными и равными тем значениям, которые определены при решении задачи оптимизации Q_К для сети U ³35 кВ.

Таким образом, системный, подход в задачах компенсации для сети 35 кВ и выше предполагает учет сетей 6 – 10 кВ в виде эквивалентных сопротивлений. После решения задачи компенсации в сетях 35 кВ и выше более подробно решается задача компенсации для каждой из сетей 6 – 10 кВ с использованием результатов расчета сети более высокого напряжения.

Введение

Пятая глава посвящена вопросам качество электрической энергии и способам его обеспечения

Рассмотрены показатели качества электроэнергии, регламентируемые ГОСТ-13109-97.

Дана классификация методов регулирования напряжения по различным критериям.

Обоснована необходимость встречного регулирования напряжения в центрах питания распределительных сетей при многоступенчатом графике нагрузки.

Рассмотрены особенности регулирование напряжения на электростанциях, понижающих подстанциях, изменением сопротивления сети и потоков реактивной мощности.

Обосновывается величина допустимой потери напряжения в распределительных сетях исходя из необходимости обеспечения требуемых ГОСТ-13109-97 отклонений напряжений у потребителей и имеющихся возможностей переключения ПБВ трансформаторов.

Дано сравнение различных способов регулирования напряжения.

В конце главы рассматриваются причины возникновения и негативные последствия несимметрии и несинусоидальности в электрических сетях, приводятся основные мероприятия, применяемые для борьбы с ними.

5. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ЕГО ОБЕСПЕЧЕНИЕ

5.1 ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям. В последние годы появилось большое количество нетрадиционных электроприемников с резко переменными нагрузками либо неравномерностью их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Эти новые виды ЭП привели к нарушениям качества электроэнергии.

Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяют на две группы: основные ПКЭ и дополнительные ПКЭ. Основные ПКЭ определяют свойства электрической энергии, характеризующие ее качество.

К основным ПКЭ, для которых установлены допустимые значения, относят: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, дозу колебаний напряжения, коэффициент несинусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-й гармонической составляющей, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряжений, отклонение частоты. Дополнительные ПКЭ представляют собой формы записи основных ПКЭ, используемые в других нормативно-технических документах.

Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. Поэтому отклонение частоты – это общесистемный показатель качества электроэнергии. Напряжения в различных точках сети имеют разные значения. Поэтому показатели качества напряжения локальные, т. е. имеют разные значения в различных точках электрической сети.

В реальных режимах электрических сетей напряжения всегда отличаются от номинальных. Эту разницу характеризуют ряд ПКЭ: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, доза колебания напряжения и др.

Отклонение напряжения – это разность между действительным значением напряжения U и его номинальным значением для сети U_НОМ.

Если U и U_НОМ выражаются в вольтах или киловольтах, то отклонение напряжения в тех же единицах равно

V = U – U_НОМ.

Отклонение напряжения в процентах номинального

Размах изменения напряжения – это разность между амплитудными или действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения напряжения.

Размах изменения напряжения, %, вычисляют по формуле

где U_i , U_i+1 – значения следующих друг за другом экстремумов (или экстремума и горизонтального участка) огибающей амплитудных значений напряжения, В, кВ. Если друг за другом следуют наибольшее и наименьшее значения U_MAX и U_MIN , то размах изменения напряжения, %, равен

Нормы на допустимые размахи изменения напряжения определены только на входах осветительных установок. Для остальных приемников электроэнергии размахи изменения напряжения не нормируются.

Коэффициент обратной последовательности напряжений – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений, %:

где U_{2 (1)} – действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В, кВ.

Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности напряжений k_0U трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент k_0U определяется тем же выражением, что и k_2U , только вместо U_{2 (1)} используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты U₀₍₁₎.

Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений

где U_n – действующее значение n-й гармонической составляющей напряжения, В, кВ; n – порядок гармонической составляющей напряжения; N – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

При определении k_HCU допускается не учитывать гармонические составляющие порядка n=40 и (или) составляющие, значения которых меньше 0,3 %.

Влияние низкого качества электроэнергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электроэнергии; сокращении сроков службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшении качества, а иногда и браке.

Потери мощности в сети и в электрооборудовании изменяются в зависимости от значения напряжения. Например, нагрузочные потери пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны квадрату напряжения. Потери холостого хода пропорциональны квадрату напряжения. Из сказанного следует, что регулирование напряжения изменяет потери мощности и электроэнергии.

Искажение симметрии и синусоидальности токов и напряжений приводит к дополнительным потерям мощности в линиях, трансформаторах, вращающихся машинах и батареях конденсаторов. Поэтому мероприятия по повышению качества электроэнергии приводят к уменьшению потерь мощности и электроэнергии.

Влияние качества электроэнергии на сроки службы электрооборудования проявляется в основном в превышении температуры проводников и изоляции над допустимыми значениями, что приводит к их ускоренному старению. Особенно сильно влияют положительные отклонения напряжения на уменьшение срока службы ламп накаливания. Высшие гармоники часто приводят к выходу из строя БК, особенно при возникновении резонанса.

Технологический ущерб определяется видом технологического процесса и выпускаемой продукции. Обычно технологический ущерб проявляется в снижении количества или качества выпускаемой продукции, в браке продукции и даже в нарушении технологических процессов. Снижение количества и качества продукции оценивается с помощью так называемых экономических характеристик, определяющих зависимость изменения общей стоимости продукции от уровня подводимого напряжения. Экономические характеристики экспериментально получают для каждого вида предприятия.

Основным показателем качества электроэнергии, определяющим технологический ущерб и потери электроэнергии в промышленных и городских сетях, является отклонение напряжения. Экономический ущерб из-за низкого качества напряжения для ряда производств имеет существенное значение. Понижение напряжения приводит к резкому снижению светоотдачи ламп, нестабильность напряжения в городских сетях приводит к массовому использованию стабилизаторов напряжения.

Показатели качества электроэнергии можно записать в порядке уменьшения их влияния на потери мощности и срок службы оборудования, а также на снижение количества и качества продукции следующим образом: 1) отклонение напряжения и частоты; 2) несимметрия напряжения и тока; 3) несинусоидальность кривых напряжений и токов; 4) размах изменения напряжения. В порядке снижения степени влияния на нарушение технологических процессов указанные показатели качества можно записать в последовательности 3, 4, 2, 1.

5.2 МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются: а) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети; б) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов; в) неправильно построенные схемы сетей.

Контроль за отклонениями напряжения проводится тремя способами: 1) по уровню – ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями; 2) по месту в электрической системе – ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции; 3) по длительности существования отклонения напряжения.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Исторически развитие методов и способов регулирования напряжения и реактивной мощности происходило от низших иерархических уровней управления энергосистемами к высшим. В частности, вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей – на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергообъектах (электростанциях, подстанциях).

Эти способы регулирования напряжения сохранились и до настоящего времени и применяются на низших иерархических уровнях автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). С точки зрения высших уровней АСДУ это локальные способы регулирования. АСДУ высших уровней осуществляет координацию работы локальных систем регулирования и оптимизацию режима энергосистемы в целом.

Локальное регулирование напряжения может быть централизованным, т. е. проводиться в центре питания (ЦП), и местным, т. е. проводиться непосредственно у потребителей.

Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное – в основном в специальных целях.

В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирования напряжения можно выделить несколько подтипов. Так, например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения.

Рис. 5.1. Графики нагрузки:

а – неизменный; б – двухступенчатый; в –многоступенчатый

Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Суточный график нагрузки таких потребителей приведен на рис. 5.1, а. Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки (рис. 5.1, б), например для односменных предприятий, применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки. В случае переменной в течение суток нагрузки (рис. 5.1, в) осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например в зависимости от тока нагрузки.

5.3 ВСТРЕЧНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис. 5.2, а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис. 5.2, а приняты следующие обозначения: U₁ – напряжение на шинах центра питания; U_2B – напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U_2H – напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U₃ – напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной подстанции

U_2B = U₁ – DU₁₂ .

Рис. 5.2. Встречное регулирование напряжения:

а – схема замещения; б – эпюры напряжений

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе DU_T, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

На рис. 5.2, б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в процентах номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и DU на поле этого рисунка.

Из рис. 5.2, б (штриховые линии) видно, что если n_T=1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т. е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недопустимых условиях. Меняя коэффициент трансформации трансформатора районной подстанции n_T, изменяем U_2H, т. е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис. 5.2, б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U_2H до величины, как можно более близкой к U_HОМ. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_T, чтобы выполнялось следующее условие:

U_2H.НМ ³ U_HОМ .

(5.1)

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U_2H до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U_HОМ. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_T, чтобы выполнялось следующее условие:

U_2H.НБ ³ 1,05 – 1,1U_HОМ.

(5.2)

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

5.4 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Не меняя активную мощность генератора, можно изменять напряжение только в пределах ±0,05U_HОМ.Г, т.е. от 0,95U_HОМ.Г до 1,05U_HОМ.Г.

При U_HОМ.С=6 кВ номинальное напряжение генератора U_HОМ.Г=6,3 кВ (см. табл. 6.4) и диапазон регулирования 6 – 6,6 кВ. При U_HОМ.С=10 кВ напряжение генератора U_HОМ.Г=10,5 кВ и диапазон регулирования 10 – 11 кВ.

Отклонение напряжения на выводах генератора более чем на ±5% номинального приводит к необходимости снижения его мощности. Этот диапазон регулирования напряжения (±5%) явно недостаточен. Поясним это подробнее.

На каждой ступени трансформации потери напряжения в относительных единицах равны

где – мощность трансформатора в относительных единицах.

При трех-четырех трансформациях потери напряжения в сети составляют . Если принять , а , то при этих условиях потери напряжения в процентах U_HОМ в режимах наибольших и наименьших нагрузок составляют соответственно

SD U_HБ % » 30¸40% , SD U_HМ % » 12¸16 %.

Отсюда видно, что диапазон изменения напряжения у потребителя составляет

SD U_HБ % – SD U_HМ % » 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.

Повышающие трансформаторы на электростанциях ТДЦ/110 с номинальным напряжением обмотки ВН U_В.НОМ = 110 кВ и часть из ТДЦ/220 с U_В.НОМ = 220 кВ кВ, как и генераторы, являются вспомогательным средством регулирования напряжения, потому что также имеют предел регулирования ± 2х2,5% U_В.НОМ и с их помощью нельзя согласовать требования по напряжению близких и удаленных потребителей. Повышающие трансформаторы ТЦ и ТДЦ с U_В.НОМ= = 150 кВ, 330 – 750 кВ выпускаются без устройств для регулирования напряжения: Поэтому основным средством регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторы районных подстанций.

5.5 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

По конструктивному выполнению различают два типа трансформаторов понижающих подстанций: а) с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т. е. с отключением от сети (сокращенно «трансформаторы с ПБВ»); б) с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (сокращенно «трансформаторы с РПН»). Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.

Рассмотрим простейшую схему, представленную на рис. 5.2, а.

При этом напряжение на шинах ВН подстанции будет отличаться от напряжения генераторов электростанции U₁ на величину потерь в линии DU_С, а напряжение на шинах НН подстанции, приведенное к ВН U^В_2Н, будет отличаться еще и на величину потерь напряжения в сопротивлении трансформатора DU_Т:

U_2В= U₁ –DU_С, U^В_2Н = U_2В –DU_Т.

Действительное напряжение на шинах НН подстанций определяется как

(5.3)

где n_T=U_ОТВ /U_Н.НОМ – коэффициент трансформации транформатора; U_ОТВ – напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН; U_Н.НОМ – номинальное напряжение обмотки НН.

Меняя коэффициент трансформации, можно изменять напряжение на стороне НН подстанции U_2Н. Именно на этом принципе и работают все средства регулирования напряжения на подстанциях.

По условиям встречного регулирования (5.1) и (5.2)

V_НБ^ЖЭЛ %=5%; V_НМ^ЖЭЛ %=0%;

где V_НБ^ЖЭЛ % – желаемое отклонение напряжения в процентах номинального в режиме наибольших нагрузок; V_НМ^ЖЭЛ % – то же для режима наименьших нагрузок. Соответственно

U_2Н.НБ^ЖЭЛ= U_НОМ + U_НБ^ЖЭЛ %; U_2Н.НМ^ЖЭЛ= U_НОМ + U_НМ^ЖЭЛ %;

Действительное значение напряжения на стороне НН определяется по выражению (5.3).

Из электрического расчета сети определяются U^В_2Н.НБ – напряжение на стороне НН в режиме наибольших нагрузок, приведенное к ВН; U^В_2Н.НМ — напряжение на стороне НН в режиме наименьших нагрузок, приведенное к ВН. По значениям U^В_2Н.НБ и U^В_2Н.НМ определяются желаемые ответвления регулируемой обмотки высшего напряжения трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок:

(5.4)

Желаемые ответвления, определенные по (5.4), округляются до таких ближайших стандартных значений, чтобы выполнялись условия (5.1), (5.2).

Рис. 5.3. Схема обмоток трансформатора с ПБВ

Рис. 5.4. Трансформатор с РПН:

а – условное обозначение: б – схема обмоток трансформатора с РПН;в, г – переключение ответвлений

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (ПБВ) в настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Схема обмотки такого трансформатора приведена на рис. 5.3. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора U_В.НОМ. Для понижающих трансформаторов U_В.НОМ равно номинальному напряжению сети U_НОМ.С, к которой присоединяется данный трансформатор. 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% – для трансформаторов небольшой мощности, на 10% – для остальных трансформаторов. Предположим, что к первичной обмотке при использовании основного ответвления подведено напряжение, равное U_НОМ.С, и на стороне НН при холостом ходе напряжение равно 1,05U_НОМ.С. При этом добавка напряжения равна 5 %. Изменяя ответвления трансформатора с ПБВ, можно получить добавки напряжения.

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, т. е. выполнить условия (5.1), (5.2). Действительно

Обычно U^В_2Н.НБ<U^В_2Н.НМ, поэтому U_2Н.НБ<U_2Н.НМ, что противоречит требованиям встречного регулирования (5.1), (5.2). Встречное регулирование можно осуществлять, только изменяя U_ОТВ и коэффициент трансформации в течение суток, т. е. переходя от режима наибольших нагрузок к режиму наименьших.

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН (рис. 5.4, а) 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 115кВ, предусматриваются диапазоны регулирования +16 % при 18 ступенях регулирования по 1,78 % каждая.

На рис. 5.4, б изображена схема обмоток трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей: нерегулируемой а и регулируемойб. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 4. Ответвления 1, 2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки (направление тока указано на рис. 5.4, б стрелками). При включении ответвлений 1, 2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3, 4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка О. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым. На регулируемой части обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов в и г, контактов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки а трансформатора. Нормально ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Допустим, что требуется переключить устройство с ответвления 2 на ответвление 1. При этом отключают контактор К1 (рис. 5.4, в), переводят подвижный контакт в на контакт ответвления 1 и вновь включают контактор К1 (рис. 5.4, г). Таким образом, секция 1, 2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает вследствие наличия напряжения на секции 1, 2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт г на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течение суток, выполняя таким образом требования встречного регулирования (5.1), (5.2).

Линейные регулировочные трансформаторы (ЛР) и последовательные регулировочные (вольтодобавочные) трансформаторы 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 (рис. 5.5, а). Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линии (рис. 5.5, б).

Рис. 5.5. Линейные регуляторы:

а, б – способы включения; в – схема обмоток; г – регулирование напряжения по модулю; д – регулирование напряжения по фазе; е – регулирование напряжения по модулю, и фазе

Линейный регулировочный трансформатор – статический электрический аппарат, который состоит из последовательного 2 и питающего 1 трансформаторов (рис. 5.5, в). Первичная обмотка питающего трансформатора 3 может получать питание от фазы А или от фаз В, С. Вторичная обмотка 4 питающего трансформатора содержит такое же устройство переключения контактов под нагрузкой 5, как и в РПН. Один конец первичной обмотки 6 последовательного трансформатора 6подключен к средней точке вторичной обмотки 4 питающего трансформатора, другой – к переключающему устройству 5. Вторичная обмотка 7 последовательного трансформатора соединена последовательно с обмоткой ВН силового трансформатора, и добавочная ЭДС DЕ в обмотке 7 складывается с ЭДС в обмотке ВН.

Если на первичную обмотку 3 питающего трансформатора подается напряжение фазы А (сплошные линии на рис. 5.5, в), то ЭДС обмотки ВН силового трансформатора с помощью устройства РПН, описанного выше, регулируется по модулю (рис. 5.5, г). При этом Е_АS – модуль результирующей ЭДС обмотки ВН силового трансформатора и обмотки 7 линейного регулятора – равен

Е_АS = Е_А + DЕ ,

где Е_А – модуль ЭДС в фазе А обмотки ВН силового трансформатора.

Если обмотка 3 подключается к двум фазам В и С (штриховые линии на рис. 5.5, в), то результирующая ЭДС обмоток ВН и 7 изменяется по фазе (рис. 5.5, д);

Е_АS = Е_А + DЕ .

Регулирование напряжения по модулю, когда DЕ и Е_А совпадают по фазе (рис. 5.5, г), называется продольным. При таком регулировании коэффициент трансформации n_Т – действительная величина. Регулирование напряжения по фазе, когда DЕ и Е_А сдвинуты на 90° (рис. 5.5, д), называется поперечным. Регулирование напряжения по модулю и фазе называется продольно-поперечным (рис. 5.5, е), В этом случае обмотка 3 подключена к фазам А и В. При продольно-поперечном регулировании коэффициент трансформации n_Т – комплексная величина.

Линейные регулировочные трансформаторы большой мощности изготовляются трехфазными, мощностью 16 – 100 МВА с РПН ±15%, на 6,6 – 38,5 кВ; последовательные регулировочные трансформаторы – трехфазными мощностью 92 и 240 МВА на 150 и 35 кВ.

Автотрансформаторы 220 – 330 кВ сейчас выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения, с помощью которого 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.

5.6 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ СОПРОТИВЛЕНИЯ СЕТИ

Напряжение у потребителя зависит от величины потерь напряжения в сети, которые в свою очередь зависят от сопротивления сетей. Например, продольная составляющая падения напряжения в линии на рис. 5.6, а равна

(5.5)

где P₁₂^K, Q₁₂^K, U₂, – потоки мощности и -напряжение в конце линии; r₁₂, x₁₂ – ее активное и реактивное сопротивления.

На рис. 5.6, б показан характер зависимости сопротивления сети от сечения проводов. Из графика видно, что соотношение активного и реактивного сопротивлений для распределительных и питающих сетей различно.

В распределительных сетях активное сопротивление больше реактивного, т. е. r₀> x₀. В (5.5) основную роль играет первое слагаемое числителя P₁₂^Kr₁₂. При изменении сечения линий в распределительных сетях существенно меняются r₀ и r₁₂ и изменяются DU₁₂ и напряжение потребителя. Поэтому в этих сетях сечение иногда выбирается по допустимой потере напряжения.

В питающих сетях, наоборот, r₀<x₀, поэтому DU₁₂ в значительной степени определяется реактивным сопротивлением линий, которое мало зависит от сечения. Выбирать сечение линий в питающих сетях по допустимой потере напряжения экономически нецелесообразно. Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Чтобы изменить реактивное сопротивление, необходимо включить в линию конденсаторы. Продольная составляющая падения напряжения в линии до установки конденсаторов определяется выражением (5.5). Предположим, что напряжение в конце линии ниже допустимого:

U₂ = U₁ – DU₁₂ <U_2ДОП .

Включим последовательно в линию конденсаторы так, чтобы повысить напряжение до допустимого U_2ДОП.

Предыдущее выражение запишем в следующем виде:

(5.6)

где x_К – сопротивление конденсатора.

Последовательное включение конденсаторов в линии называют продольной компенсацией. Установка продольной компенсации (УПК) дает возможность компенсировать индуктивное сопротивление и потерю напряжения в линии (рис. 5.7, а).

Рис. 5.6. Регулирование напряжения изменением параметров сети:

а – схемы замещения: б – зависимость сопротивления сети от сечения проводов

Рис. 5.7. Продольная компенсация:

а – схема включения УПК; б – векторная диаграмма

Векторная диаграмма такого регулирования представлена на рис. 5.7, б, из которого следует

U₂ = U₁ – I₁₂ (r₁₂+jx₁₂) ,

U_2ДОП = U₁ – I₁₂ (r₁₂+jx₁₂) – I₁₂(–jx_K) ,

где I₁₂ – ток в линии.

Величину I₁₂jx_K ,можно рассматривать как отрицательное падение напряжения или как дополнительную ЭДС, вводимую в цепь.

Зная U₁, U_2ДОП, r₁₂, x₁₂, P₁₂^K, Q₁₂^K, можно найти x_K из (5.6) и выбрать нужное количество последовательных и параллельных конденсаторов. При этом напряжение на конденсаторах U_K и ток в них I_K равны

^{UK = I12 xK,}

Если номинальное напряжение одного конденсатора U_K.НОМ< U_K/ , то ставят последовательно несколько конденсаторов в одной фазе. Число подключенных конденсаторов определяют по выражению

n = U_K/( U_K.НОМ).

В паспорте конденсатора указывается его мощность Q_K. Зная эту величину, можно определить номинальный ток I_K.НОМ:

I_K.НОМ= Q_K/U_K.НОМ.

Если I_K.НОМ< I_K, то ставят параллельно m конденсаторов, причем

m=I₁₂/I_K.НОМ.

Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, выраженное в процентах, называется процентом компенсации:

На практике применяют лишь частичную компенсацию (с<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 следует учитывать, что повышение напряжения, создаваемое такими конденсаторами, зависит от значения и фазы тока, проходящего через УПК. Поэтому возможности регулирования последовательными конденсаторами ограничены. Наиболее эффективно применение УПК для снижения отклонений напряжения на перегруженных радиальных линиях.

В питающих сетях УПК – сложные в эксплуатации и дорогие установки. Необходимо применять специальные меры для их защиты от перенапряжений во время коротких замыкании. Отметим, что УПК применяют не только для регулирования напряжения, но и для повышения пропускной способности линий.

5.7 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ ПОТОКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Рис. 5.8. Режимы работы компенсирующих устройств:

a – включение синхронного компенсатора;б, в – векторные диаграммы синхронного компенсатора при перевозбуждении и недовозбуждении; г – включение батареи конденсаторов

Продольная составляющая падения напряжения в сети DU_Cопределяется по выражению (рис. 5.8,а)

где P_H, Q_H – потоки мощности; r_C, x_C– активное и реактивное сопротивления сети.

Из последнего выражения видно, что падение напряжения зависит от потоков реактивной и активной мощностей сети. По линии должна передаваться такая активная мощность, какая нужна потребителю. Активную мощность линий нельзя изменять для регулирования напряжения. В питающих сетях активное сопротивление меньше реактивного сопротивления линии. Следовательно, именно произведениеQ_Hx_C оказывает решающее влияние на падение напряжения в сетях при регулировании U за счет изменения потоков мощности.

Для изменения потоков реактивной мощности применяют компенсирующие устройства – батареи конденсаторов (БК), синхронные компенсаторы (СК), а также статические источники реактивной мощности (ИРМ).

Использование в качестве компенсирующего устройства синхронных компенсаторовиллюстрируется на рис. 5.8, а. Напряжение в конце линии до установки компенсатора определяется выражением

^(5.7)

Пусть U₂ ниже допустимого. После включения СК в конце линии U₂ определяется следующим образом:

^(5.8)

Определим мощность СК, необходимую для того, чтобы напряжение стало допустимым. Для этого положим в (5.8) U₂=U_2ДОП и вычтем из (5.8) выражение (5.7):

^(5.9)

Мощность СК определяется выражением

При допущении 1/ U_2ДОП »1/U_2.будем считать, что два первых слагаемых в правой части (5.9) равны. При этом допущении мощность СК определяется простым выражением, вытекающим из (5.9):

^(5.10)

При практических расчётах Q_C.K определяется по выражению (5.10).

Синхронные компенсаторы могут работать в режимах перевозбуждения и недовозбуждения.

При перевозбуждении они генерируют реактивную мощность Q_C.K^ПЕРЕВ=Q_C.K.НОМ. При недовозбуждении они потребляют реактивную мощностьQ_C.K^НЕДОВ=0.5Q_C.K.НОМ, что приводит к увеличению потерь напряжения в сети и к уменьшению напряжения у потребителей. Недовозбуждение синхронных компенсаторов можно использовать, когда надо снизить напряжение, например в режиме наименьших нагрузок. На рис. 5.8, б и в представлены векторные диаграммы в режимах перевозбуждения и недовозбуждения.

U₂ = U₁ – I_НZ_C; U₂ = U₁ – I_H r_C – I_H jx_C .

После его включения

U_2ДОП = U₁ – (I_Н +I_C.K) Z_C; U₂ = U₁ – I_H r_C – I_C jx_C – I_C.K r_C – I_C.K jx_C.

Здесь U₁ , U₂ – напряжения в начале и в конце сети; I_Н – ток в сети; Z_C – сопротивление сети; I_C.K – ток синхронного компенсатора.

В режиме перевозбуждения СК ток I_C.K, текущий из сети, опережает на 90° напряжение U₂. Из векторной диаграммы (рис. 5.8, б) видно, что в этом режиме модуль напряжения повышается с U₂ до U_2ДОП. В режиме недовозбуждения ток и реактивная мощность СК изменяют свои знаки на противоположные. Ток I_C.K, текущий из сети, отстает на 90° от напряжения U₂. Из векторной диаграммы (рис. 5.8, в) видно, что в этом режиме модуль напряжения понижается с U₂ доU_2ДОП.НМ.

Включение в качестве компенсирующего устройства батарей конденсаторов позволяет только повышать напряжение, так как конденсаторы могут лишь вырабатывать реактивную мощность. Конденсаторы, подключенные параллельно к сети (рис. 5.8, г), обеспечивают поперечную компенсацию. В этом случае БК, генерируя реактивную мощность, повышает коэффициент мощности сети и одновременно регулирует напряжение, поскольку уменьшаются потери напряжения в сети. В период малых нагрузок, когда напряжение в сети повышено, должно быть предусмотрено отключение части БК, чтобы уровни напряжений не превышали допустимых значений.

Векторная диаграмма при поперечной компенсации с помощью БК та же, что и для СК в режиме перевозбуждения (рис. 5.8, б), где вместо тока I_C.K следует говорить о токе I_K. В этом случае, как и при использовании СК, уменьшается потеря напряжения в сети и увеличивается напряжение U₂, а также угол сдвига между напряжениями в конце и в начале линии.

Реактивная мощность Q_K, генерируемая БК, определяется по выражению (5.10), которое преобразуется к виду

(5.11)

В последнем выражении относительное повышение напряжения U₂ при регулировании, т. е. при поперечной компенсации, равно

Выражение (5.11) легко получить из (5.10), если U_2.ДОП заменить на U_НОМ.

Следовательно, мощность БК определяется напряжением сети и ее реактивным сопротивлением, при этом с уменьшением сопротивления сети возрастает необходимая мощность БК.

При продольной компенсации повышение напряжения, создаваемое УПК, прямо пропорционально току нагрузки линии. В отличие от УПК повышение напряжения в сети, создаваемое поперечной компенсацией, не зависит от тока нагрузки и определяется параметрами сети (x_C) и емкостным током, т. е. емкостью БК. Это следует из рис. 5.8, б, где снижение потери напряжения в сети определяется в основном величиной I_Kx_C, так как величина I_Kr_C мало влияет на регулирование напряжения.

5.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

Отклонение напряжения определяется как V=U–U_НОМ. Будем обозначать предел технически допустимых положительных отклонений напряжения V₊, а отрицательных – V_– . Отклонения напряжения V от номинального значения не должны выходить за пределы технически допустимых значений:

V_– <V <V₊ .

(5.12)

Рис. 5.9. График напряжения в распределительной сети:

а – схема сети; б, в – режимы наибольших и наименьших нагрузок

Регулировать напряжение, и в частности выбирать допустимую потерю напряжения в распределительной сети, надо так, чтобы выполнялись технические ограничения (5.12).

Рассмотрим простейшую схему распределительной сети двух напряжений, приведенную на рис. 5.9, а. Линия 23 напряжением 6 – 10 кВ питается от шин центра питания (ЦП), т.е. от шин низкого напряжения районной подстанции (на рис. 5.2,а эти шины обозначались 2Н). К линии 23 в конце присоединены один распределительный трансформатор (РТ) 6 – 10/0,4 кВ и линия 46 напряжением 0,38 кВ. Для упрощения предположим, что к сети 6 – 10 кВ ЭП не присоединяются (в узлах 2 и 3 нет ЭП напряжением 6 – 10 кВ). Это предположение соответствует обычным условиям работы городской сети.

Напряжение U₄ на шинах низкого напряжения РТ определяется напряжением ЦП U₂, потерями напряжения в линии 23 DU₂₃ и в РТ DU_Р.Т, а также добавкой напряжения DЕ, которая определяется выбранным коэффициентом трансформации РТ:

U₄ = U₂ – DU₂₃ – DU_Р.Т +DЕ. (5.13)

Если вычесть из левой и правой частей (5.13)U_НОМ, то можно записать следующее выражение для отклонений напряжения на низкой стороне 0,4 кВ РТ:

V₄ = V₂ – DU₂₃ – DU_Р.Т +DЕ. (5.14)

где V₄, V₂ – отклонения напряжения в узлах 4 и2.

График изменения напряжения в линии 23 и РТ, соответствующий (5.14), изображен на рис. 5.9, б в виде ломаной абвг. По оси ординат отложены значения отклонений напряжения в процентах номинального. Точки а, б, г на рис. 5.9, б и в примерно соответствуют V₂, V₃, V₄. Дело в том, что автоматический регулятор, управляющий работой РПН в ЦП, имеет определенную зону нечувствительности e. Поэтому значение отклонений напряжения на шинах низкого напряжения ЦП не может быть точно определено. С учетом e нельзя утверждать, что отклонение напряжения V₂ СТрого соответствует, например, точке а, можно говорить лишь, чтоV₂ находится внутри отрезка ае. Соответственно отклонения напряжения в линии 23 находятся внутри заштрихованной полосы между прямыми аб и еж. Обычно на графиках напряжений изображают только верхнюю границу указанной полосы (см. рис. 5.9, в и рис. 5.2), подразумевая при этом имеющуюся зону нечувствительности.

Для простоты обозначений на рис. 5.9, б и в и в тексте этого параграфа для всех параметров V, DU, DE, e опущено обозначение %. Отметим, что уравнение (5.14) и аналогичные ему ниже в этом параграфе справедливы при записи как в абсолютных величинах, так и в процентах.

Допустим, что в режиме наибольших нагрузок U_2НБ=1,05U_НОМ; DU_23НБ=2,5%; DU_Р.Т.НБ=2,5%; и DЕ=5%. В этом случае напряжение на вторичных шинах РТ равно в соответствии с (5.13)

U_4НБ = (1,05 – 0,025 – 0,025 – 0,05)U_НОМ=1,05U_НОМ.

что соответствует точке г на рис. 5.9, б, т. е. V_4НБ= +5 %. С учетом зоны нечувствительности e отклонение напряжения на вторичных шинах РТ при наибольших нагрузках находится внутри отрезка ги.

Линия 46 напряжением 0,38 кВ питает три ЭП (4, 5, 6). Предположим, что нагрузки этой линии одинаковы и длины участков 45 и 56 равны. Тогда график напряжений в линии 46 изобразится прямой линией. Наименьшее значение напряжения на ЭП 6 равно

U₆= U₄ – DU₄₆ – e.

(5.15)

Аналогично тому, как из (5.13) было получено выражение для отклонения напряжения (5.14), из (5.15) можно получить следующие выражения для отклонения напряжения на ЭП 6:

V₆= V₄ – DU₄₆ – e,

(5.16)

или с учетом (5.14)

V₆= V₂ – DU₂₃ – DU_Р.Т + DЕ – DU₄₆ – e.

(5.17)

Напряжение на вторичных шинах РТ U₄ – самое высокое в линии 46, а напряжение наиболее удаленного ЭП 6 – самое низкое. Поэтому в соответствии с (5.12) отклонение напряжения V₄ должно быть не больше предельного положительного отклонения V₊, а V₆ – не меньше предельного отрицательного отклоненияV_–. Из (5.12), (5.16) и (5.17) вытекают следующие ограничения для возможных отклонений напряжения в ЦП, потерь напряжения в сети и добавки напряжения в РТ:

V₂ – DU₂₃ – DU_Р.Т + DЕ < V₊;

(5.18)

V₂ – DU₂₃ – DU_Р.Т + DЕ – DU₄₆ – e>V_– ;

(5.19)

Допустимую потерю напряжения в линии 46 можно определить из (5.19) при заданных значениях напряжения в ЦП, потерь напряжения в сети, а также зоны нечувствительности e и добавки напряжения DЕ .

Из (5.16) можно определить допустимую потерю напряжения в режиме наибольших нагрузок в линии 46, если заменить V₂ на V₊, а V₆ – на V_– :

DU_{46ДОП.НБ} = V₊ – V_– – e.

(5.20)

Предположим, что предельные положительные и отрицательные отклонения напряжения V₊ и V_– равны +5 % и – 5%. На рис. 5.9, б эти предельные значения показаны штриховыми прямыми. Это означает, что точка к должна соответствовать отклонению напряжения не меньше чем на – 5%, а точка д – отклонению – 5%+e. При e=2,5% допустимая потеря напряжения в режиме наибольших нагрузок в линии 46 на основании (5.20) DU_{46ДОП.НБ} = 5 – (– 5) –2,5=7,5 %. Именно эта наибольшая величина допустимой потери напряжения в линии 46 приведена на рис. 5.9, б.

В распределительном трансформаторе с ПБВ на рис. 5.9 нельзя изменять коэффициент трансформации n_T при изменении режима в течение суток, но можно переключать ответвление 1 раз в сезон (осуществлять сезонное регулирование напряжения). В течение сезона в РТ не меняется n_T и соответственно добавка напряжения DE. Предположим, что в режиме наименьших нагрузок напряжение ЦП равно U_НОМ, т. е. V₂=0, и все нагрузки равны 0,4 их значения в режиме наибольших нагрузок. Соответственно потери напряжения в сети в режиме наименьших нагрузок равны 0,4 потерь напряжения в режиме наибольших нагрузок, т. е.DU_23НМБ=0,4×2,5=1 %, DU_Р.Т.НМ=0,4×2,5=1 %. Тогда из (5.13)

V_4НМ = 0 – 1 – 1 + 5 = +3% < V₊ ,

условие (5.18) выполняется и V₄ в режиме наименьших нагрузок не выходит за допустимые пределы. График напряжения в линии 23 и РТ в режиме наименьших нагрузок изображен на рис. 5.9, в ломаной линией абвг.

Отметим, что добавка напряжения DE= +5 % не может быть увеличена в рассматриваемом случае. Действительно, при DE =7,5 %

V_4НМ = 5,5% > V₊ = 5%

и не выполняется условие (5.18).

На рис. 5.9, в приведен график напряжения в линии 46 в режиме наименьших нагрузок, когда отклонение равно наименьшему отрицательному предельному значению: V_6НМ=V_–= –5%. Этот график напряжений, соответствующий (5.16), изображен линией гдк. Допустимую потерю напряжения в линии 46 в режиме наименьших нагрузок можно определить из (5.16) при V_6НМ=V_–= –5%: DU_{46ДОП.НМ} = V_4НМ – V_– – e = 3 – (– 5) – 2,5=5,5 %. Значения допустимой потери напряжения в линии 46 различны в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и на нее оказывает влияние диапазон напряжений в ЦП при встречном регулировании U_2НБ –U_2НМ.

Даже в наиболее благоприятных условиях, например в рассмотренном выше случае, допустимая потеря напряжения в сети 0,4 кВ получается не очень большой: 7,5 – 5,5% U_НОМ. Иногда эта величина еще меньше. При этом необходимо принимать специальные меры для снижения DU_НБ в распределительных сетях 0,4 кВ и в частности увеличивать сечения проводов для снижения DU_НБ. В последнем случае повышается стоимость сети. В распределительных сетях 6 – 10 кВ значение DU_ДОП оказывается больше и при встречном регулировании в ЦП может достигать 10 – 12 %. Как правило, такое значение DU_ДОП достаточно. Увеличивать сечения проводов иногда приходится лишь в очень протяженных сетях.

5.9 СРАВНЕНИЕ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Основным, наиболее важным и эффективным среди рассмотренных выше способов является регулирование напряжения трансформаторами и автотрансформаторами под нагрузкой. Все остальные способы регулирования напряжения (трансформаторами с ПБВ, генераторами станций, изменением сопротивления сети и потоков реактивной мощности) имеют меньшее значение и являются вспомогательными.

Таблица 5.1. Регулирование напряжения на подстанциях

Средства регулирования

Напряжение, кВ

Мощность, МВА

Место включения устройства регулирования

Диапазон регулирования (% U_НОМ)

Трансформаторы с ПБВ

6, 10(20)

0,4 – 0,63

В нейтрали или в середине обмотки ВН

±2х2,5%

Трансформаторы с РПН

35 и более

6, 10(20), 35

10 – 63

1 – 6,3

В нейтрали обмотки ВН

То же

+8хI,5%

±8x1,25%

±6x1,5%

ЛР большой мощности

6 – 35

16 – 100

Последовательно с нерегулируемыми обмотками трансформатора с ПБВ, непосредственно в линию

±15%

Последовательные регулировочные трансформаторы

35, 150

240, 92

Последовательно с автотрансформаторами 220, 330 и 750 кВ

±24,2кВ и др.

Автотрансформаторы, трехобмоточные трансформаторы

125 – 400

РПН в обмотке СН

±6х2 %

25 – 250

РПН в нейтрали ВН

+8x1,5%;

±12x1 %

РПН в обмотке СН

±6х2 %

Сравнительные данные по регулированию напряжения с помощью трансформаторов, автотрансформаторов и ЛР приведены в табл. 5.1.

В большинстве случаев синхронные компенсаторы применяются на мощных подстанциях, батареи конденсаторов – на менее мощных подстанциях в промышленных, сельских и городских сетях. Компенсирующие устройства играют важную роль не только в регулировании напряжения, но в первую очередь в обеспечении баланса реактивной мощности и уменьшении потерь мощности и электроэнергии.

5.10 НЕСИММЕТРИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕЕ СНИЖЕНИЮ

Причины возникновения несимметричных режимов.Симметричная трехфазная система напряжений характеризуется одинаковыми по модулю и фазе напряжениями во всех трех фазах. При несимметричных режимах напряжения в разных фазах не равны. Несимметричные режимы в электрических сетях возникают по следующим причинам: 1) неодинаковые нагрузки в различных фазах; 2) неполнофазная работа линий или других элементов в сети; 3) различные параметры линий в разных фазах.

Различают два вида несимметрии: систематическую и вероятностную, или случайную. Систематическая несимметрия обусловлена неравномерной постоянной перегрузкой одной из фаз, вероятностная несимметрия соответствует непостоянным нагрузкам, при которых в разное время перегружаются разные фазы в зависимости от случайных факторов (перемежающаяся несимметрия).

Неполнофазная работа элементов сети вызывается кратковременным отключением одной или двух фаз при коротких замыканиях (КЗ) либо более длительным отключением при пофазных ремонтах. Одиночную линию можно оборудовать устройствами пофазного управления, которые отключают поврежденную фазу линии в тех случаях, когда действие АПВ оказывается неуспешным из-за устойчивого КЗ. В подавляющем большинстве устойчивые КЗ однофазные. При этом отключение поврежденной фазы приводит к сохранению двух других фаз линии в работе. В сети с заземленной нейтралью электроснабжение по неполнофазной линии может оказаться допустимым и позволяет отказаться от строительства второй цепи линии. Неполнофазные режимы могут возникать и при отключении трансформаторов. В некоторых случаях для группы, составленной из однофазных трансформаторов, при аварийном отключении одной фазы может оказаться допустимым электроснабжение по двум фазам. В этом случае не требуется установка резервной фазы, особенно при наличии двух групп однофазных трансформаторов на подстанции.

Неравенство параметров линий по фазам имеет место, например, при отсутствии транспозиции на линиях или удлиненных ее циклах. Транспозиционные опоры ненадежны и являются источниками аварий. Уменьшение числа транспозиционных опор на линии уменьшает ее повреждаемость и повышает надежность. В этом случае ухудшается выравнивание параметров фаз линии, для которого обычно и применяется транспозиция.

Влияние несимметрии напряжений и токов. Появление напряжений и токов обратной и нулевой последовательности U₂, U₀, I₂, I₀ приводит к дополнительным потерям мощности и энергии, а также потерям напряжения в сети, что ухудшает режимы и технико-экономические показатели ее работы. Токи обратной и нулевой последовательностей I₂, I₀ увеличивают потери в продольных ветвях сети, а напряжения и токи этих же последовательностей – в поперечных ветвях.

Наложение U₂ и U₀ приводит к разным дополнительным отклонениям напряжения в различных фазах. В результате напряжения могут выйти за допустимые пределы. Наложение I₂ и I₀ приводит к увеличению суммарных токов в отдельных фазах элементов сети. При этом ухудшаются условия их нагрева и уменьшается пропускная способность.

Несимметрия отрицательно сказывается на рабочих и технико-экономических характеристик вращающихся электрических машин. В асинхронных двигателях возникают дополнительные потери в статоре. В ряде случаев приходится при проектировании увеличивать номинальную мощность электродвигателей, если не принимать специальные меры по симметрированию напряжения. В синхронных машинах кроме дополнительных потерь и нагрева статора и ротора могут начаться опасные вибрации. Из-за несимметрии сокращается срок службы изоляции трансформаторов, синхронные двигатели и БК уменьшают выработку реактивной мощности.

Суммарный ущерб, обусловленный несимметрией в промышленных сетях, включает стоимость дополнительных потерь электроэнергии, увеличение отчислений на реновацию от капитальных затрат, технологический ущерб, ущерб, обусловленный снижением светового потока ламп, установленных в фазах с пониженным напряжением, и сокращением срока службы ламп, установленных в фазах с повышенным напряжением, ущерб из-за уменьшения реактивной мощности, генерируемой БК и синхронными двигателями.

Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом обратной последовательности напряжений и коэффициентом нулевой последовательности напряжений , нормальное и максимальное допустимые значения которых по ГОСТ 13109–87 составляют 2 и 4 %.

Симметрирование напряжений в сети сводится к компенсации тока и напряжения обратной последовательности. При стабильном графике нагрузок снижение систематической несимметрии напряжений в сети может быть достигнуто выравниванием нагрузок фаз путем переключения части нагрузок с перегруженной фазы на ненагруженную. Рациональное перераспределение нагрузок не всегда позволяет снизить коэффициент несимметрии напряжений до допустимого значения (например, когда часть мощных однофазных ЭП работает по условиям технологии не все время, а также при профилактических и капитальных ремонтах). В этих случаях необходимо применять специальные симметрирующие устройства.

Для симметрирования однофазных нагрузок применяется схема, состоящая из индуктивности и емкости. Нагрузка и включенная параллельно ей емкость включаются на линейное напряжение. На два других линейных напряжения включаются индуктивность и еще одна емкость.

Для симметрирования двух- и трехфазных несимметричных нагрузок применяется схема с неодинаковыми мощностями БК, включенными в треугольник. Иногда применяют симметрирующие устройства со специальными трансформаторами и автотрансформаторами. Поскольку симметрирующие устройства содержат БК, целесообразно применять такие схемы, в которых одновременно симметрируется режим и генерируется Q с целью ее компенсации. Устройства для одновременного симметрирования режима и компенсации Q находятся в стадии разработки.

Снижение несимметрии в четырехпроводных городских сетях 0,38 кВ можно осуществлять путем уменьшения тока нулевой последовательности I₀ и снижения сопротивления нулевой последовательности Z₀ в элементах сети. Уменьшение I₀ в первую очередь достигается перераспределением нагрузок. Выравнивание нагрузок достигается использованием сетей, в которых все или часть трансформаторов работают параллельно на стороне НН. Снижение Z₀ можно легко осуществить для воздушных линий 0,38 кВ, которые обычно сооружаются в районах с малой плотностью нагрузки. Целесообразность уменьшения Z₀ для кабельных линий, т. е. увеличения сечения нулевого провода, должна быть специально обоснована соответствующими технико-экономическими расчетами.

Существенное влияние на несимметрию напряжений в сети оказывает схема соединения обмоток распределительного трансформатора (РТ) 6 – 10/0,4 кВ. Большинство РТ, установленных в сетях, имеют схему звезда-звезда с нулем (У/Уо). Такие РТ дешевле, но у них велико Z₀. Для снижения несимметрии напряжений, вызываемой РТ, целесообразно применять схемы соединения треугольник-звезда с нулем (Д/Уо) или звезда-зигзаг (У/Z). Наиболее благоприятно для снижения несимметрии применение схемы У/Z. Распределительные трансформаторы с таким соединением более дорогие, и изготовление их очень трудоемко. Поэтому их надо применять при большой несимметрии, обусловленной несимметрией нагрузок и Z₀ линий.

5.11 НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТЬ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С НЕЮ

Причины возникновения несинусоидальности напряжений и токов – наличие вентильных преобразовательных установок и электроприемников с нелинейной вольт-амперной характеристикой. Основное влияние оказывают вентильные преобразователи. Наиболее распространены вентильные преобразователи на полупроводниках (тиристорные преобразователи), мощность которых все время растет. Выпускаются тиристорные преобразовательные агрегаты мощностью до 12 МВт для автоматизированных электроприводов постоянного тока, широко применяемых в промышленности. Тиристорные преобразователи используются в преобразователях частоты, в различного рода переключающих устройствах, а также в специальных регулируемых приводах и механизмах с электродвигателями, имеющими релейно-контакторное управление.

Вентильные преобразователи применяются для питания электрифицированного железнодорожного, а также внутризаводского и городского транспорта.

Электроприемники с нелинейной вольт-амперной характеристикой – это, например, газоразрядные линии (ртутные и люминесцентные), распространенные в промышленных и городских сетях.

В энергосистемах в линиях постоянного тока, а также во вставках, предназначенных для параллельной работы энергосистем с различной частотой, используются вентильные преобразователи переменного тока в постоянный и наоборот. В энергосистемах применяют токоограничивающие устройства и источники реактивной мощности (ИРМ), использующие тиристорные преобразователи.

Источниками несинусоидальности в энергосистемах могут быть также генераторы или трансформаторы при работе их на нелинейной части кривой намагничивания. Как правило, генераторы и трансформаторы работают при относительно невысоком насыщении стали, т. е. на линейной части кривой намагничивания, и создаваемые ими высшие гармоники настолько малы, что их можно не учитывать.

В общем случае источники несинусоидальности оказываются включенными несимметрично, например тяговые подстанции железных дорог, электрифицированные на переменном токе, а также дуговые сталеплавильные печи. При этом подключаются к сети однофазные преобразователи, каждый из которых регулируется по собственной нагрузке. В этих случаях надо учитывать совместно и несинусоидальность, и несимметрию напряжений и токов.

Неблагоприятное влияние несинусоидальности на работу сетей, электрооборудования и электроприемников состоит в следующем: 1) появляются дополнительные потери в электрических машинах, трансформаторах и сетях, а также дополнительные отклонения напряжения; 2) затрудняется компенсация реактивной мощности с помощью БК; 3) сокращается срок службы изоляции электрических машин и аппаратов; 4) ухудшается работа устройств автоматики, телемеханики и связи.

Высшие гармоники напряжений и токов приводят к дополнительным всегда положительным отклонениям напряжения у приемников. Для осветительных и нагревательных приборов важно действующее значение напряжения, определяемое по формуле

^(5.21)

где U_v: при v > 1 – напряжения высших гармоник, кратных гармонике основной частоты U₁, при N —порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

Гармоники относительно низких порядков (v ≤ 7) в наибольшей мере влияют на дополнительные потери мощности и энергии в электрических машинах и в линиях электрических сетей.

В соответствии с ГОСТ 1282–79* Е БК могут длительно работать при перегрузке их токами высших гармоник не более чем на 30 %; допустимое повышение напряжения составляет 10 %. Однако при длительной эксплуатации БК даже в этих допустимых условиях срок их службы сокращается, поскольку наличие высших гармоник в кривой напряжения, даже в допустимых пределах, приводит к ускорению процесса старения диэлектрика конденсаторов. Батареи конденсаторов обладают относительно малыми сопротивлениями для высших гармоник, так как x_с =1 /ωС, а чем выше номер гармоники, тем больше ω; БК периодически оказываются в режиме, близком к резонансу токов на частоте какой-либо из гармоник; вследствие систематических перегрузок они быстро выходят из строя.

Несинусоидальность напряжений и токов вызывает ускоренное старение изоляции электрических машин, трансформаторов и кабелей в основном в результате повышенного нагрева, а также из-за возникновения и протекания в изоляции ионизационных процессов, обусловливающих ее старение при высоких частотах электрического поля. Для электрических машин, трансформаторов и кабелей наиболее существенно тепловое старение изоляции. Влияние полей высших гармоник на ионизационные процессы в изоляции проявляется лишь при весьма значительных искажениях форм кривых напряжений, и этим влиянием можно пренебречь.

Высшие гармоники в кривой напряжения приводят к сокращению срока службы кабелей, повышению аварийности в кабельных сетях, увеличению числа необходимых ремонтов, а следовательно, к увеличению затрат на их эксплуатацию.

Наличие высших гармоник токов и напряжений существенно увеличивает погрешности активных и реактивных счетчиков индукционного типа. Помехи, вызываемые высшими гармониками, могут привести к ухудшению работы устройств автоматики, телемеханики и связи как на промышленных предприятиях, так и в энергосистемах. Гармоники тока, проникая в сети энергосистем, приводят к ухудшению работы высокочастотной связи и систем автоматики, а также вызывают ложные срабатывания некоторых релейных защит.

Несинусоидальность напряжений и токов вызывает нарушения технологических процессов в большей мере, чем все остальные параметры качества электроэнергии.

Ущерб из-за несинусоидальности токов и напряжений в основном обусловлен дополнительными потерями мощности и сокращением срока службы изоляции электрооборудования (в первую очередь электродвигателей).

Снижение несинусоидальности напряжений и токов необходимо в тех случаях, когда значения токов или напряжений высших гармоник больше допустимых. Целесообразность мер по понижению несинусоидальности может быть также обусловлена и улучшением технико-экономических показателей работы элементов электрических сетей и ЭП. Снижение несинусоидальности можно осуществить одним из следующих способов: 1) снижением уровня высших гармоник, генерируемых вентильными преобразователями; 2) рациональным построением схемы электрической сети; 3) использованием фильтров высших гармоник.

Снижение уровней высших гармоник, генерируемых преобразователями, можно осуществить за счет увеличения числа фаз выпрямления в преобразовательных установках (как правило, до 12) или применения специальных схем преобразователей и законов управлениями ими, обеспечивающих улучшение формы кривой их первичных, т. е. сетевых, токов.

Рис. 5.10. Схема фильтра высших гармоник:

R_C – сопротивление сети; X_L, X_C –сопротивление реактора и БК фильтра

Рациональное построение схемы сети с точки зрения снижения несинусоидальности состоит, например, в питании нелинейных нагрузок от отдельных линий или трансформаторов либо подключении их к отдельным обмоткам трехобмоточных трансформаторов.

Использование фильтров – распространенный способ снижения уровня высших гармоник. За рубежом распространено мнение, что установка фильтров более экономична, чем увеличение числа фаз преобразователей. Фильтр высших гармоник представляет собой последовательно соединенные реактор и БК (рис. 5.10). Параметры реактора и БК подбирают так, чтобы их результирующее сопротивление для определенной частоты гармоники было равно нулю. В общем случае на каждую гармонику нужен свой фильтр. Фильтр образует ветвь с очень малым сопротивлением, параллельную электрической сети, шунтирует ее на частоте заданной гармоники и соответственно снижает напряжение этой гармоники. Такие фильтры могут присоединяться как в местах генерации высших гармоник (на вентильных установках), так и в узлах сети с недопустимым уровнем гармоник тока или при резонансе токов.

Батареи конденсаторов, применяемые в фильтрах, целесообразно одновременно использовать для компенсации реактивной мощности. Экономически целесообразно применение таких многофункциональных устройств, предназначенных не только для снижения синусоидальности, но и для компенсации Q. Такие установки часто называют фильтрокомпенсирующими (ФКУ). При определенных условиях ФКУ могут использоваться также для симметрирования напряжения в сети.

Иногда для исключения резонансных явлений на определенной гармонике последовательно с БК может быть включен защитный реактор.

Список основной литературы

1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учебник.- М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Электрические системы и сети: Учебник / Под ред. Веникова В.А. и Строева В.А.. – М: Высшая школа, 1998.

3. Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии: Учеб. пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов-н/Д: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006.

4. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Под ред. Строева В.А. - М.: Высшая школа, 1999.

5. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. – М.: Университетская книга; Логос. 2006. – 254 с.

Список дополнительной литературы

1. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Файбисовича Д. Л.. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.

2. Электрические системы и сети./Под ред.Г.И.Денисенко. Учебное пособие.- К.: Высшая школа, 1986.

3. Солдаткина Л.А, Электрические сети и системы.- М.: Энергия, 1974.

4. Петренко Л.И. Электрические сети и системы. – М.: Высшая школа", 1981.

5. В.М. Блок. Электрические системы и сети.- М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем.- М.: Энергоатомиздат, 1988.

7. Поспелов Г.Е., Федин Т.В. Проектирование электрических сетей и систем. – Минск: Высшая школа, 1978.

8. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Учебное пособие для студентов вузов /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Полерко и др.; Под ред. В.М. Блок.- М.: Высшая школа, 1986.

Познавательные статьи:



Техника прыжка в длину с разбега

Тактические действия в защите

История Олимпийских игр

История развития права интеллектуальной собственности