Лекция № 17

Методы регулирования напряжения.

Устройства регулирования напряжения

1. Общие положения.

2. Регулирование напряжения в центрах питания.

3. Метод встречного регулирования.

4. Регулирование напряжения на электростанциях.

5. Регулирование напряжения на понижающих подстанциях.

5.1 Устройство РПН двухобмоточного трансформатора.

5.2 Устройство РПН автотрансформатора.

Общие положения

Напряжение в узлах сети постоянно меняется из-за изменения нагрузки, режима работы источников питания, схемы сети.

Режим напряжений в электрической сети должен быть таким, чтобы были выполнены требования ГОСТ в отношении допустимых отклонений напряжения для электроприемников, которые питаются от этой сети. Значения отклонений напряжения часто превышают допустимые по следующим причинам:

· большие потери напряжения в сети;

· неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

· неправильное построение схемы сети.

Очень часто эти причины возникают при развитии сети, при ее реконструкции. Поэтому чтобы обеспечить необходимые отклонения напряжения на шинах электроприемником следует применять регулирование напряжения.

Регулированием напряжения называется процесс изменения напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических средств.

Способы регулирования напряжения возникли с возникновением электрических сетей. Их развитие происходило от низших уровней управления к высшим. Сначала использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей и непосредственно у потребителей и на энергоблоках электростанций. Сейчас эти методы регулирования напряжения называются локальными. По мере развития сетей и объединения их в крупные энергосистемы возникла необходимость координировать работу локальных методов. Координирование относится к высшим уровням регулирования напряжения.

Локальное регулирование может быть централизованным и местным. Централизованное управление выполняется в центрах питания. Местное регулирование проводится непосредственно у потребителей. Регулирование напряжения в центрах питания приводит к изменению режима напряжения во всей сети, которая питается от него. Местное регулирование приводит к изменению режима напряжения в ограниченной части сети.

Регулирование напряжения в центрах питания

Центрами питания (ЦП) могут быть шины генераторного напряжения электрических станций, низшего напряжения районных подстанций или подстанций глубокого ввода.

Регулирование напряжения на генераторах электростанций выполняется за счет изменения тока возбуждения с помощью устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ).

Регулирование напряжения на шинах низшего напряжения понижающих подстанций производится с помощью:

· трансформаторов со встроенными устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

· синхронных компенсаторов (СК);

· линейных регуляторов (ЛР).

При этом регулирование напряжения производится автоматически в пределах располагаемого диапазона регулирования. Регулирование напряжния происходит одновременно для всех линий электропередач сети, которые питаются от шин центра питания.

Качество напряжения обеспечивается только в том случае, когда к шинам центра питания присоединены однородные потребители. Для них график изменения нагрузки является однотипным.

Если электроприемники имеют разные графики нагрузки, то в центре питания применяют схемы группового централизованного регулирования. В этом случае электроприемники делят на группы в соответствии с характером их нагрузки. Линии электропередач, которые питают такие группы электро-приемников, стараются присоединить к разным секциям шин центра питания и регулировать напряжение на каждой секции отдельно.

Если такой возможности нет, то в центре питание выполняется регули-рование как для группы однородных потребителей. У тех потребителей, которым этого регулирования напряжения оказалось недостаточно, выполняется и местное регулирование напряжения.

В зависимости от характера электроприемников можно выделить три подтипа регулирования напряжения:

· стабилизация напряжения;

· двухступенчатое регулирование напряжения;

· встречное регулирование.

Стабилизация напряжения применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой в течение суток (трехсменные предприятия).

Двухступенчатое регулирование выполняется для электроприемников с ярко выраженным двухступенчатым характером изменения нагрузки. (односменные предприятия). В этом случае поддерживается два уровня напряжения в сутки в соответствии с графиком нагрузки.

В случае переменной суточной нагрузки выполняется встречное регули-рование . Этот подтип регулирования напряжения самый распространенный.

Метод встречного регулирования

Суть метода встречного регулирования заключается в изменении напряжения в зависимости от изменения графика нагрузки электроприемника.

Согласно метода встречного регулирование напряжение на шинах низшего напряжения районных подстанций в период максимальной нагрузки должно поддерживаться на 5 % выше номинального напряжения питаемой сети. Эта цифра приведена в ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Опыт эксплуатации показывает, что следует повышать напряжение на 10 %, если при этом отклонение напряжения у ближайших потребителей не превосходит допустимого значения. В период минимальной нагрузки (Р мин ≤ Р макс) напряжение на шинах 6-10 кВ ПС понижается до номинального напряжения.

Рассмотрим этот метод на примере следующей сети (рис. 18.1).

В режиме максимальной нагрузки в центре питания поддерживается напряжение U 1 НБ. На шинах высшего напряжения ПС напряжение ниже из-за потерь напряжения в ЛЭП1. Обозначим это напряжение U 2 В..gif" width="33" height="29">. Это и есть напряжение на шинах электроприемника А. Его величина удовлетворяет нормам ПУЭ. Напряжение на шинах электропри-емника Б (U Б без рег.) меньше напряжения на шинах электроприемника А на величину потери напряжения в ЛЭП2. Его величина не соответствует требованиям ПУЭ. При регулировании напряжения () напряжение на шинах низшего напряжения ПС поддерживается на 5 % выше номинального напряжения сети. Поднять напряжение на 10 % выше номинального значения напряжения сети нельзя, потому что в этом случае напряжение на шинах потребителя А не соответствовало бы нормам ПУЭ. При регулировании напряжения величина напряжения на шинах электроприемника Б входит в зону допустимых значений.

В режиме минимальных нагрузок напряжение в центре питания выше, потери напряжения в элементах сети меньше. Поэтому без регулирования напряжения и напряжение на потребителе А, и напряжение на потребителе Б выше рекомендованных ПУЭ. Изменением коэффициента трансформации обеспечивается допустимая величина отклонения напряжения на шинах обоих потребителей.

Наибольшее отклонение напряжения наблюдается в аварийных режимах работы системы. В этом случае поддерживать напряжение у всех потребителей в заданных пределах для нормального режима работы без значительных затрат на специальные устройства регулирования напряжения невозможно. Поэтому в аварийных режимах допускается большее отклонение напряжения.

Регулирование напряжения на электростанциях

На электростанциях регулирование напряжения производится на генераторах и повышающих трансформаторах.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения..gif" width="16 height=17" height="17">2 х 2,5 %. Повышающие трансформаторы большей мощности выпускаются без устройств ПБВ.

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

Для регулирования напряжения трансформаторами подстанций предусмотрена возможность изменять коэффициент трансформации в пределах 10 – 20 %. По конструктивному исполнению различают два типа переключающих устройств:

· с регулированием без возбуждения (ПБВ), то есть для изменения коэффициента трансформации трансформатор отключают от сети;

· с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Устройство РПН дороже устройства ПБВ. Стоимость устройства мало зависит от мощности трансформатора. Поэтому относительное удорожание трансформатора с РПН будет значительно большим для трансформаторов меньшей мощности. В связи с этим трансформаторы напряжением 6 – 20 кВ большей частью выполняются с ПБВ, а трансформаторы напряжением выше 35 кВ с РПН.

Устройство РПН, как правило, устанавливают на обмотке высшего напряжения по следующим причинам:

· на стороне высшего напряжения меньшие токи, поэтому устройство имеет меньшие габариты;

· обмотка высшего напряжения имеет большее количество витков, поэтому точность регулирования выше;

· по конструктивному исполнению обмотка высшего напряжения является наружной (магнитопровод – обмотка низшего напряжения – обмотка высшего напряжения). Поэтому ревизию устройства РПН выполнять проще;

· устройство РПН располагают в нейтрали высшей обмотки. Обмотки высшего напряжения соединяются в звезду, а обмотки низшего напряжения соединяются в треугольник. Трехфазное регулирование проще выполнить на обмотках, соединенных в звезду.

У трансформаторов напряжением 110 кВ мощностью 2,5 МВА и напряжением 150 кВ мощностью 4 МВА устройство РПН расположено на обмотке низшего напряжения.

Трансформаторы имеют разное количество ответвлений и разные ступени регулирования устройства РПН..gif" align="left" width="368" height="350 src=">Обмотка высшего напряже-ния трансформатора с РПН со-стоит из двух частей: нерегули-руемой или основной (а) и ре-гулируемой (б).

На регулируемой части об-мотки имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 2, 0, -1, -2. Ответвления 1, 2 соотрые включены согласно виткам основной обмотки. При включении ответвлений 1, 2 коэффициент трансформации увеличивается. Ответвления –1, -2 соответствуют части витков, которые включены встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение приводит к уменьшению коэффициента трансформации.

Основным выводом обмотки высшего напряжения является нулевой вывод. С него снимается номинальное напряжение.

На регулируемой части обмотки есть переключающее устройство. Оно состоит из подвижных контактов в и г , контакторов К 1 и К 2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки высшего напряжения трансформатора. В нормальном режиме работы (без переключения) ток нагрузки обмотки высшего напряжения протекает через реактор и распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе тоже мала.

Переключения выполняются следующим образом. Предположим, что необходимо переключиться с ответвления 2 на ответвление 1. Для этого отключается контактор К 1, переводится подвижный контакт в на ответвление 1 и вновь включается контактор К 1. В результате этих действий секция 1 - 2 оказывается замкнутой на реактор. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает из-за наличия напряжения на секции 1 – 2. Затем отключается контактор К 2, переводится подвижный контакт г на ответвление 1 и включается контактор К 2.

Реактор и все подвижные и неподвижные контакты переключающего устройства размещаются в баке трансформатора. Контакторы помещаются в отдельном кожухе. Он залит маслом и размещен снаружи бака трансформатора. Это облегчает ревизию контактов и смену масла.

Переключатели с реакторами рассчитаны на длительное протекание тока нагрузки. Но реактор является тяжелым и громоздким элементом. Поэтому переключающие устройства трансформаторов напряжение 220 кВ и выше выполняются на активных сопротивлениях. Чтобы снизить потери электроэнергии в таких устройствах, их рассчитывают на кратковременную работу. Устройство получается компактным, но требует применения мощных быстродействующих приводов. Принцип действия таких устройств рассмотрим на примере автотрансформаторов напряжением 220 – 330 кВ.

Устройство РПН автотрансформатора

Устройство РПН автотрансформатора расположено в линейном конце обмотки среднего напряжения (рис. 18.4). При таком расположении устройства РПН изменяется коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжений. Коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжения не изменяется. Сначала устройство РПН автотрансформаторов выполнялось встроенным в нейтраль, как у трансформаторов. При регулировании изменялся коэффициент трансформации между всеми обмотками. При таком выполнении трудно было согласовать требования по регулированию напряжения у потребителей на сторонах низкого и среднего напряжений. При расположении устройства РПН в линейном конце обмотки среднего напряжения обмотка низшего напряжения оказывается нерегулируемой. Если возникает необходимость регулирования обмотки низшего напряжения автотрансформатора, последовательно с обмоткой низшего напряжения включают линейный регулятор. С экономической точки зрения такое решение оказывается более целесообразным, чем выполнение автотрансформатора с двумя устройствами РПН.

Выполнение ответвлений со стороны нейтрали позволяет облегчить изоляцию устройства РПН и рассчитать его на разность токов обмоток высшего и среднего напряжений (I В – I С). Но регулирование будет связанным. Выполнение ответвлений в линейном конце обмотки среднего напряжения устройство должно рассчитываться на полный номинальный ток, а его изоляция на напряжение обмотки среднего напряжения U С. Но регулирование будет независимым.

Согласно рисунка, рабочий ток протекает через замкнутый контакт 1 и вспомогательный контакт 2. Переключение происходит в следующем порядке. При переходе со ступени а на степень в сначала размыкается рабочий контакт 1, затем вспомогательный контакт 2. Ток нагрузки протекает через сопротивление R . Замыкается дугогасительный контакт 3’. Образуется мост – уравнительный ток протекает через оба активных сопротивления R и R ’. Размыкается дугогасительный контакт 3 и переводит ток нагрузки на правое плечо. Замыкаются контакты 2’ и 1’. Создается новое рабочее положение.

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:

Напряжение на шинах ВН районной пс U 2в =U 1 -U 12

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

На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и U на поле этого рисунка.

Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n Т =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 недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс n Т, изменяем U 2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т. чтобы выполнялось следующее условие: U 2н.нм U ном.

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т, чтобы выполнялось следующее условие:

U 2н.нб (1,051,1)U ном.

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.

Задания для самостоятельной работы:

1. Источники реактивной мощности в ЭЭС.

2. Виды, назначение, способы подсоединения устройств компенсации реактивной мощности, характеристики их качества.

3. Влияние КУ на режимы электрических сетей.

4. Выбор компенсирующих устройств.

Лекция 15. Определение номинального напряжения проектируемой сети. Особенности выбора и проверки сечений в разомкнутых и простых замкнутых сетях.

Определение номинального напряжения проектируемой сети. Особенности выбора и проверки сечений в разомкнутых и простых замкнутых сетях для линий электропередачи и электрических сетей в нормальных и послеаварийных режимах.

1. Расчет режимов линий электропередач в послеаварийных режимах

Наиболее тяжелые – выход из строя и отключение участков 1-2 и 3-4 (ближайших к источнику питания). Проанализируем эти режимы и определим наибольшую потерю напряжения U нб в режиме, когда отключен участок 4-3 рисунок е). Обозначим наибольшую потерю напряжения U 1-3 ав.

В режиме, когда отключен участок 1-2 (рисунок ж), наибольшую потерю напряжения обозначим U 4-2 ав.

Надо сравнить U 1-3 ав. и U 4-2 ав. и определить наибольшую потерю напряжения U ав.нб Если линия с двусторонним питанием имеет ответвления ----- (рисунок з))

То определение наибольшей потери напряжения усложняется.

Так, в нормальном режиме надо определить потери напряжения U 1-3 , U 4-3 , U 1-2-5 , сравнить их и определить U нб.

В настоящее время сельские потребители снабжаются электроэнергией главным образом по радиальным электрическим сетям от районных трансформаторных подстанций, питаемых от мощных энергосистем. При этом линии высокого, а также низкого напряжения, как правило, оказываются протяженными и разветвленными.

Чтобы обеспечить качество напряжения, значение которого для сельских электроустановок не должно отличаться от номинального значения более чем на ±7,5 %, рекомендуется проводить мероприятия по улучшению напряжения. В качестве основного средства применяют встречное регулирование напряжения на районной распределительной подстанции в сочетании с подбором соответствующих ответвлений на потребительских трансформаторных подстанциях .

Под встречным регулированием напряжения понимают принудительное повышение напряжения в сетях в период наибольших нагрузок и его снижение в период наименьших нагрузок. В тех случаях, когда при помощи встречного регулирования напряжения на районных подстанциях и подбора ответвлений на трансформаторах потребительских подстанций все же не удается получить допустимые уровни напряжения, используют групповое или местное регулирование напряжения другими способами .

В качестве средств группового регулирования напряжения применяют вольтодобавочные трансформаторы или устройства продольной емкостной компенсации. В качестве средств местного регулирования используют трансформаторы с изменением коэффициента трансформации под нагрузкой (с РПН). Для этого переключают выводы витков первичной обмотки трансформатора под нагрузкой без разрыва цепи.

В настоящее время наиболее распространены трансформаторы 10/0,4 кВ с ручным переключением выводов ответвлений при снятой нагрузке и выключенном напряжении (с ПБВ). При этом на обмотке высшего напряжения трансформаторов предусмотрены ответвления, обеспечивающие следующие ступени регулирования: -5; -2,5; 0; + 2,5 и +5 %.

При холостом ходе понижающих трансформаторов номинальной ступени регулирования (0 %) соответствует постоянная надбавка напряжения на вторичной стороне, равная +5 % Суммарно на каждой из пяти ступеней регулирования будут соответственно следующие надбавки напряжения: 0; +2,5; +5; +7,5; +10 %.

В качестве повышающих трансформаторов, как правило, используют обычные понижающие трансформаторы, но включаемые наоборот, то есть вторичная обмотка понижающего трансформатора для повышающего становится первичной, а переключающие ответвления находятся на вторичной стороне повышающего трансформатора. В результате этого для повышающего трансформатора номинальная ступень 0 % соответствует надбавке -5 %. остальные же ступени напряжения получают противоположные знаки. Суммарно на каждой из пяти ступеней регулирования будут соответственно следующие надбавки напряжения: 0; -2,5; -5; -7,5 и 10 %.

Выбор соответствующих ответвлений на трансформаторах осуществляют как в процессе проектирования, так и при эксплуатации сельских электрических сетей. Нужное ответвление, а значит, и соответствующую надбавку выбирают, исходя из уровня напряжения на шинах высшего напряжения подстанции в режиме минимальных и максимальных нагрузок.

При проектировании сельских распределительных сетей, когда действительные графики нагрузки установить трудно, для выбора ответвлений задаются двумя условными расчетными режимами: максимальным - 100 % нагрузки и минимальным - 25 % нагрузки. Для каждого из режимов находят уровни напряжения на шинах трансформатора и подбирают соответствующую надбавку (ступень регулирования), удовлетворяющую условию допустимых отклонений напряжения (+ 7,5 ... -7,5 %).

В процессе эксплуатации ответвления трансформаторов нужно выбирать с учетом того, что уровень напряжения у потребителей не должен отличаться от номинального значения более чем на ±7,5 %.

Отклонения напряжения у потребителей от номинального значения определяют по формуле

ΔU п = ((U потр - U ном) / U ном) х 100

1) По времени суток.

Используется, если параметры суточного графика остаются стабильными изо дня в день. На рисунке 4.12.а) приведен пример графика напряжения на шинах ЦП при отсутствии регулирования напряжения. При этом отмечается значительное снижение напряжения в дневное время.

Рис. 4.12. Суточные графики: а) без регулирования, б) с одноступенчатым регулированием напряжения

На рисунке 4.12.б) приведен пример графика, полученного при одноступенчатом регулировании напряжения. Переключение отпаек производится дважды в сутки – утром и вечером, благодаря чему дневное напряжение повышается.

Для автоматизации регулирования можно использовать либо электрочасы с контактами, либо программное реле времени.

2) По напряжению (закон стабилизации напряжения).

При таком законе регулирования автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности поддержание напряжения на шинах 6-10 кВ ЦП на уровне, определяемом напряжением уставкиUзад (задающим напряжением).

Примерный график отклонений напряжения по цепи электропередачи для случая стабилизации напряжения в ЦП приведен на рис.4.13, где

Режим минимальных нагрузок (min режим);

Режим максимальных нагрузок (max режим);

БАУРПН - блок автоматического управления регулятором напряжения под нагрузкой;

ε - ширина зоны нечувствительности (Зона);

δ - допустимая ошибка регулирования, δ = ε / 2;

Е – ступень регулирования;

Δt- выдержка времени отстройки от кратковременных изменений напряжения.

ЭС – энергосистема;

Zлэп – сопротивление ЛЭП 110 кВ,

Zл – сопротивление ЛЭП 6-10 кВ;

D - добавка напряжения, зависящая от положения переключателя отпаек;

ТН - измерительный трансформатор напряжения;

ТТ – измерительный трансформатор тока;

АД – высоковольтный асинхронный двигатель;

ТП – трансформаторная подстанция.

Контролируемое напряжение Uчерез ТН поступает на вход БАУРПН, где вычисляется ошибка: ОШ = U - Uзад. В зависимости от соотношения величин фактической (ош) и допустимой (δ) ошибок с выхода блока поступают команды на переключатель отпаек:

OIII > δ → команда «Понизить напряжение».

- |OIII| < |δ| → нет команды.

OIII < -δ → команда «Повысить напряжение».

Рис.4.13. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по закону стабилизации

Величина ступени регулирования Е зависит от конструкции трансформатора (указывается в паспорте на трансформатор), обычно лежит в пределах E = (1,2 - 1,8) %.

Зоной нечувствительности (мёртвой зоной) ε называют некоторый диапазон изменения контролируемого напряжения, в котором не происходит срабатывание регулирующей аппаратуры. Величина зоны нечувствительности ε определяет точность регулирования, которая обозначается ±δ где δ% - величина, равная половине зоны нечувствительности. Зона нечувствительности регулятора должна быть больше ступени регулирования Е на величину, порядка 0,2-0,5%, т.к. иначе регулятор будет работать неустойчиво, т.е. будет иметь место колебательный режим работы регулятора и переключающего устройства.

Из графика рис.4.13 видно, что несмотря на стабильный уровень напряжения в ЦП, напряжение на зажимах ЭП изменяется в зависимости от изменения тока нагрузки. Диапазон этих отклонений тем выше, чем больше сопротивление линий электропередачи Zл и чем больше разница между токами нагрузки в максимальном и минимальном режимах.

Рис.4.14 Процесс регулирования с помощью переключения отпаек трансформатора

Выдержка времени в регуляторах служит для предотвращения их работы при кратковременных отклонениях напряжения от заданного значения. При увеличении выдержки времени уменьшается общее количествопереключений, однако одновременно снижается и качество регулирования. При уменьшении выдержки временикачество регулирования повышается, однако при этом увеличивается частота переключений и их общее число. Это ухудшает условия работы переключающих устройств. Практически выдержка времени выбирается в пределах 1-3 мин.

Для оценки влияния указанных величин на точность регулирования рассмотрим процесс регулирования, изображённый на рис.4.14.

В начальный момент времени 0 регулируемое напряжение находилось внутри зоны нечувствительности регулятора (ε). Далее в момент времени 1, понижающееся напряжение вызвало срабатывание чувствительного органа регулятора и начался отсчёт времени. По истечении выдержки времени t1 в момент 2 подаётся команда на переключение отпайки и через время t2 (время работы переключающего механизма) напряжение скачком возрастает на величину, определяемую ступенью регулирования (E) и вновь оказывается внутри зоны ε. В промежуток времени 4, 5, 6 происходит аналогичный процесс переключения с той лишь разницей, что переключатель возвращается в прежнее положение. В промежуток времени 7, 8 произошло кратковременное понижение напряжения, на которое регулятор не среагировал, т.к. его выдержка времени t1 оказалась больше, чем длительность этого понижения напряжения t3.

Встречное регулирование напряжения

При встречном регулировании стабильный уровень напряжения обеспечивается не на шинах ЦП, а в некоторой удаленной от ЦП точке электрической сети. Она называется “контрольной” или “фиктивной” точкой.

При этом автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности уровень напряжения на шинах ЦП, равный сумме напряжения уставки Uзад и потери напряжения от ЦП до фиктивной точки ΔU:

Uцп =Uзад +ΔU =Uзад +IZл.

Иначе говоря, напряжение в ЦП зависит от тока нагрузки, оно растет с увеличением тока нагрузки.

Рис.4.15. Зависимость напряжения в ЦП от тока нагрузки при встречном регулировании (I",Uцп",I"",Uцп"" – ток нагрузки и напряжение в ЦП вmin иmaxрежимах)

Для реализации такого закона в регуляторе должен быть смоделирован участок электрической сети от ЦП до фиктивной точки. Это моделирование осуществляется с помощью специального сопротивления токовой компенсации, через которое пропускается ток нагрузки. Величина этого сопротивления служит вторым (после Uзад) параметром встречного закона и приближенно определяется по формуле

Для реализации встречного закона измеряются и подаются на вход регулятора напряжение U (с трансформатора ТН) и ток нагрузки I (с трансформатора ТТ). В результате напряжение на шинах ЦП в максимальном режиме (днем) будет выше, чем в минимальном (ночью) (см. рис. 4.15 и 4.16).

Рис.4.16. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по встречному закону

Примерный график отклонений напряжения в эл. сети при встречном регулировании напряжения в ЦП приведён на рис.4.16. Фиктивная точка в данном примере выбрана на шинах РП 6-10 кВ.

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:

Напряжение на шинах ВН районной пс U 2в =U 1 -U 12

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

На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и U на поле этого рисунка.

Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n Т =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 недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс n Т, изменяем U 2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т. чтобы выполнялось следующее условие: U 2н.нм U ном.

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т, чтобы выполнялось следующее условие:

U 2н.нб (1,051,1)U ном.

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.

Баланс активной мощности и его связь с частотой

Особенности электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передачи энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления энергии.

В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети – должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности: Р Г =Р П =Р Н +Р.

где Р Г – генерируемая активная мощность станции (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды);

 П – суммарное потребление активной мощности;

 Н – суммарная активная мощность нагрузки потребителей;

 - суммарные потери активной мощности.

При неизменном составе нагрузок системы потребляемая или мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание обусловливает рост частоты. Иными словами, при  Г  П частота понижается, при  Г  П частота растет. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой частотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизиться. Справедливо и обратное, аналогично и в электрической системе, например при  Г  П турбины начинают разгоняться и вращаться быстрее, f растет.

Причинами нарушения баланса мощности могут быть:

а) аварийное отключение генератора;

б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры;

в) аварийное отключение линий лил трансформаторов связи.

Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности:  Г1 + Г2  П1 + П2

Однако в первой части системы генерация больше потребления:  Г1  П1 , а во второй, наоборот,  Г2  П 2 . Если линия связи аварийно выйдет из строя, обе части системы будут работать изолированно и баланс Р в каждой из них нарушится. В первой частота возрастет, во второй понизиться.

Частота в системе оценивается по показателю отклонения частоты (ГОСТ 13109 – 99).

Отклонение частоты f – это отличие ее фактического значения f от номинального f ном в данный момент времени, выраженное в герцах или процентах:

f=f-f ном; f%=

Отклонение частоты допускается:

номинальное – в пределах 0,2Гц и предельное – в пределах 0,4Гц.

Приведенные нормы отклонений частоты относятся к номинальному режиму работы энергосистемы и не распространяется на послеаварийный режимы.

В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от плюс 0,5 Гц до минус 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч.

К поддержанию частоты в электрических системах предъявляются повышенные требования, т.к. следствием больших отклонений могут является выход из строя оборудования станций, понижение производительности двигателей, нарушение технологического процесса и брак продукции.

Превышение  Г над  П, приводящее к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них, тем самым обеспечивая регулирование частоты в энергетической системе . Понижение частоты из-за превышения  П над  Г требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР).в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.

Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резерва: нагрузочного, ремонтного, аварийного и народнохозяйственного. Нагрузочный резерв служит для покрытия случайных колебаний и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтенной в балансе регулярного максимума нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планово – предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования эл.станции. Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии. Народнохозяйственный резерв служит для покрытия возможного превышения электропотребления против планируемого уровня.

Кроме резерва мощности на электрических станциях системы необходимо резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает перерывы электроснабжения на время., необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.

АЧР – дискретная система регулирования, отключающая потребителей степенями (или очередями). При снижении частоты на величину f срабатывает реле частоты, входящее в состав устройства АЧР, и отключает часть потребителей с мощностью .

Система АЧР состоит из комплектов автоматики, установленных на энергетических объектах. В каждом комплекте реле частоты имеет свою уставку по частоте, при которой оно срабатывает и отключает часть линии, питающих потребителей; АЧР отключает потребителей так, чтобы частота не снизилась ниже предельно допустимой по условиям работы технологического оборудования электрических станций величины 46Гц.