Качество электрической энергии и его обеспечение

Потребители могут эффективно работать только при определенном качестве электрической энергии. Низкое качество электроэнергии проявляется на работе сетей и электрообо­рудования в увеличении потерь электроэнергии, сокращении сроков службы обору­дования, а также в снижении производительности (недоотпуске продукции), в ухудшении качества, а иногда в браке продукции у потребителя электроэнергии.

Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям.

В настоящее время действует ГОСТ 13109-97, устанавливающий требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединя­ются приемники или потребители электрической энергии.

К основным показателям качества электрической энергии, для которых уста­новлены допустимые значения, относятся: отклонение напряжения, колебание напряжения (размах измене­ния напряжения), отклонение частоты.

Отклонение частоты Δf – это отличие ее фактического значения f от но­минального f_ном в данный момент времени, выраженное в герцах или %:

Δf = f – f_ном, Δf = (f – f_ном)/f_ном^.100%.

Значительное отклонение частоты от ее номинального значе­ния (50 Гц) нарушает технологический процесс некоторых слож­ных производственных механизмов (бумагоделательные, текстиль­ные машины и др.). Снижение частоты вызывает уменьшение ско­рости вращения электродвигателей, а известно, что с уменьшением этой скорости производительность механизмов снижается пропор­ционально либо первой степени изменения числа оборотов (металло­режущие станки, мельницы), ли­бо третьей или даже более высокой степени (вентиляторы, центробежные насосы и др.). Большое снижение частоты на­столько уменьшает производи­тельность ответственных меха­низмов собственных нужд элек­тростанций (циркуляционных и питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов), что нарушается работа всей электро­станции.

Снижение частоты вызывает существенный рост реактивной нагрузки потребителей из-за увеличения магнитной индукции в асин­хронных двигателях и трансформаторах (увеличение намагничи­вающего тока).

Отклонение частоты в нормальном режиме работы энергосистемы допускается: нормальное – в пределах ±0,2 Гц; максимальное – в пределах ±0,4 Гц. В послеаварийном режиме работы электрической сети допускается отклоне­ние частоты от +0,5 Гц до – 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч.

Отклонения напряжения – это изменение напряжения по отношению к номинальному значению в определенной точке (узле) сети в установившемся режиме под влиянием изменяющейся нагрузки и/или работы устройства регулирования напряжения, выраженное в %:

δU_у = (U – U_ном)/U_ном^.100%.

Отклонения напряжения обусловлены медленно протекающими процессами изменения нагрузок в от­дельных звеньях сети, изменениями режимов на источниках пита­ния, изменениями нагрузок потребителей, в результате чего на протяжении длительного времени (часы) в отдельных точках сети напряжение меняется по величине, отклоняясь от номинального значения.

Колебание напряжения характеризуется размахом изменения напряжения. Размах изменения напряжения – это разница между значениями следующих один за другим экстремумов огибающей напряжения основной частоты или между экстремумом и горизонтальным участком огибающей, определенных на каждом полупериоде, выраженная в % от номинального напряжения:

δU_t = (U_макс – U_мин)/U_ном^.100%.

Колебания напряжения – быстро протекающие (со скоростью не меньше 1 % в секунду) кратковременные изменения напряжения, возникающие при резких нарушениях нормального режима сети, например при включении мощных электроприемников, при переменном режиме их работы (управляемые тиристорные преобра­зователи с широким диапазоном и большой скоростью регулирования напряжения, ДСП, мощные сварочные агрегаты и т.п), при коротких замыканиях в сети и т. д.

Чтобы обеспечить нормальную работу электроприемников, к ним надо подводить напряжение, близкое по величине к их номинальному напряжению. Если же действительное напряжение значительно от­клоняется от номинального, то работа электроприемников может нарушиться. Например, для ламп накаливания понижение напря­жения на 10% вызывает снижение светового потока примерно на 40%, что приводит к резкому снижению производительности труда работающих в помещениях, использующих для освещения такие лампы. Превышение номинального напряжения на 10% приводит к увеличению примерно на 40 % освещенности рабочей поверхности, что также неблаго­приятно сказывается на производительности труда, при этом происхо­дит и сокращение срока службы ламп примерно в 4 раза. У люминесцентных ламп зависимость светоотдачи от напряжения выражена не столь резко, как у ламп накаливания (так, снижение напря­жения на 1 % уменьшает световой поток люминесцентных ламп толь­ко на 1,25%), однако зажигание их сильно зависит от стабильности напряжения в сети. Но увеличение на­пряжения сверх верхней границы диапазона приводит к снижению их срока службы, а снижение напряжения ниже нижней границы приводит к мерцанию ламп, что сказывается на производительности тру­да людей, работающих в помещениях с таким освещением. При сниже­нии напряжения на 20 % и более, зажигание газоразрядных ламп стано­вится невозможным.

Работа асинхронных двигателей зависит от величины напряжения на его зажимах. Рассмотрим основные технические показатели работы асинхронного двигателя на примере его механической характеристики, представляющей собой зависимость между электромагнитным момен­том и скольжением (или частотой вращения), представленной на рис. 8.1. Предположим, что произошло длительное пониже­ние напряжения, подводимого к зажимам электродвигателя. Новый режим работы электродвигателя установится в точке 2. Скольжение двигателя увеличится, производительность механизма, приводимого во вращение этим элек­тродвигателем, падает. При дальнейшем длительном снижении напряже­ния происходит дальнейшее ухудшение технических характеристик приводимого им во вращение механизма. При провалах напряжения двигатель может и остановиться. В случае снижения напряжения на зажимах электродвигателя при той же потребляемой мощности увеличивается ток, потребляемый из се­ти. При этом происходит более интенсивный нагрев обмоток двигателя и, соответственно, снижается срок его службы. Повышение напряжения на зажимах электродвигателя приводит к увеличению потребляемой им ре­активной мощности. В среднем на каждый процент повышения напря­жения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и бо­лее (в основном, за счет увеличения тока холостого хода).

 

 

Рис. 8.1. Влияние изменений напряжения на электромеханические характеристики асинхронного двигателя.

 

 

Режим работы электротермических установок при снижении напря­жения существенно ухудшается, увеличивается длительность техноло­гического процесса и, следовательно, себестоимость производства. При значительных отклонениях напряжения от номинальных значений на­ступает срыв технологического процесса. Так, при снижении напряжения на 5 % на зажимах рудно-термической печи РКЗ-16,5, ее производи­тельность снижается на 12 % и т.д.

Рассмотрим, как реаги­рует нагрузка на изменение режима в электрической системе. Пусть из-за аварии или по другим причинам напряжение на нагрузке понижается. При понижении напряжения в соответствии со статическими ха­рактеристиками будут уменьшаться значения P_н и Q_н, а, следовательно, будут уменьшаться потери напряжения ΔU, а значение напряжения на нагрузке U_н вследствие этого будет увели­чиваться. Нагрузка в силу своего положительного регулирующего эффекта повысит напряже­ние U_н. Все это справедливо в случае, когда U_н > U_кр = (0.7-0.8)U_ном. Нагрузка имеет положительный регулирующий эффект при U_н > U_кр и отрицательный регулирующий эффект при U_н < U_кр. В последнем случае понижение U_н вызывает рост потребляемой реактивной мощности Q_н, соответственно большая реактивная мощность течет и по линии. Это вы­зывает увеличение потерь напряжения в линии ΔU, сле­довательно, уменьшается напряжение в конце линии у по­требителя. В соответствии со статической характеристикой при U_н < U_кр Q_н снова растет. Это приводит к дополнитель­ному понижению U_н и т. д. Возникает явление, называемое лавиной напряжения. При такой аварии останавливаются (опрокидываются) асинхронные двигатели.

Колебания напряжения отрицательно сказываются на зрительном восприятии предметов, деталей, графических изображений и, в конеч­ном счете, на производительности труда и зрении работников. Воздейст­вие миганий ламп зависит от типа светильника. При одинаковых коле­баниях напряжения отрицательное влияние ламп накаливания проявля­ется в значительно большей мере, чем газоразрядных ламп. При размахах изменений напряжения более 10 % наблюдаются погасания газораз­рядных ламп. При больших размахах (свыше 15 %) могут отключаться магнитные пускатели. При таких колебаниях наблюдается выход из строя конденсаторов и вентилей преобразовательных агрегатов. Колебания напряжения отрицательно сказываются на работе боль­шого числа потребителей.

ГОСТ 13109-97 установлены следующие допустимые отклонения напряжения на зажимах приемников электрической энергии:

- нормально допустимые - в пределах ±5% от номинального напряжения;

- предельно допустимые - в пределах ±10% от номинального напряжения.

Нормы на допустимые колебания напряжения приводятся в зависимости от частоты одиночных изменений (размахов) напряжений (F_δUt).

 

 

Рис. 8.2. Предельно допустимые размахи изменений (колебаний) напряжения: 1 – в точках общего присоединения; 2 – для помещений с лампами накаливания повышенной освещенности.

 

 

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

В каждый момент времени в установившемся режиме системы должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей:

ΣP_г = ΣP_п = ΣP_н + ΣΔP,

ΣQ_г = ΣQ_п = ΣQ_н + ΣΔQ,

где ΣP_г, ΣQ_г – генерируемые активная и реактивная мощности станций (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды); ΣP_п, ΣQ_п – суммарное потребление активной и реактивной мощностей; ΣP_н, ΣQ_н – суммарная активная и реактивная мощности нагрузки потребителей; ΣΔP, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощности.

Баланс активной мощности в системе связан с частотой переменного тока. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание – к росту частоты. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой час­тотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизится. Справедливо и обратное. Аналогично и в электрической системе, например при ΣP_г > ΣP_п турби­ны начинают разгоняться и вращаться быстрее, частота 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 или транс­форматоров связи.

Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности: ΣP_г1 + ΣP_г2 = ΣP_п1 + ΣP_п2. Однако в первой части системы генерация больше по­требления: ΣP_г1 > ΣP_п1, а во второй, наоборот, ΣP_г2 < ΣP_п2. 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 понизится. В результате наступает новое состояние равновесия (баланс) между выработкой и потреб­лением активной мощности, но уже при других частотах.

Сле­дует заметить при этом, что изменение частоты происходит одновре­менно и одинаково во всей энергосистеме или объединении систем.

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

Для поддержания нормальной частоты в системе активная мощность автоматически регулируется на нескольких самых мощных электростанциях системы. Эта, регулирующая частоту, станция работает по ориентировочному графику нагрузки, в то время как остальные станции работают по заданному графику, исходя из экономического распределения мощности между ними.

Превышение ΣP_г над ΣP_п, приводящее к росту часто­ты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них. Понижение частоты из-за пре­вышения ΣP_п над ΣP_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.

Кроме резерва мощности на электростанциях системы необходим 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 потребителей третьей катего­рии. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители. После ликвидации дефицита мощности, например, после включения резервных источников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (АПВЧ) включают ранее от­ключенные потребители, восстанавливая нормальную работу системы.

Баланс реактивной мощности по всей системе связан с уровнем напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается; при дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается.

Напряжения в узловых точках сети электрической системы в той или иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется кон­фигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпываю­ще определить требования, предъявляемые к мощности ис­точников реактивной мощности. Надо оценивать возмож­ность получения необходимой реактивной мощности как по системе, так и по отдельным ее районам.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируе­мая реактивная мощность становится больше потребляемой (ΣQ_г > ΣQ_п), то напряжение в сети повышается. При дефи­ците реактивной мощности (ΣQ_г < ΣQ_п) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что, например, емкостный ток линии на холостом ходу повышает напряжение на ее конце. Соот­ветственно избыток генерируемой реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.

Отклонения напряжения, как было отмечено выше, являются «мед­ленным» изменением напряжения и вызываются либо изменением уровня напряжения в центре питания, либо потерями напряжения в элемен­тах сети. На рис. 8.3 качественно показано, как изменяется уровень от­клонения напряжения (в процентах от номинального напряжения) вдоль участка сети от центра питания до электроприемника. Условно нанесе­ны границы допустимых значений. Из рис. 8.3 видно, что требо­вания по отклонениям напряжения для удаленных электроприемников могут не выпол­няться. Это связано с потерями напряжения в трансформаторах и ли­нии. Суммарная величина потерь напряжения может быть определена в процентах по выражению:

,

где P_k и Q_k – соответственно активная и реактивная мощности, проте­кающие по k-ому участку сети; R_k и X_k – активное и реактивное сопротив­ления k-го элемента сети.

 

Рис. 8.3. Изменение напряжения в сети.

 

 

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках ЭЭС с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами.

Встречное регулирование напряжения состоит в изменении напряжения в зависимости как от суточных, так и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах 6-10 кВ понижающих подстанций (на 5% выше номинального) в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.

Обеспечить требования по отклонениям напряжения в электриче­ской сети можно двумя способами:

• за счет регулирования напряжения в центре питания (ЦП) и у по­требителя;

• снижением потерь напряжения в элементах сети.

Первый способ может быть реализован с помощью регулирования напряжения на зажимах генераторов или изменения коэф­фициента трансформации питающего трансформатора.

Возможности генератора как регулирующего устройства определяются его исполнением (гидро- или турбогенератор), тепловым режимом, системой возбуждения и автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Для большинства генераторов, не меняя активную мощ­ность генератора, можно изменять напряжение только в пределах 0,95U_ном < U_г < 1,05U_ном. Конкретное значение поддерживаемого напряжения задается настройкой (уставкой) АРВ, которое обеспечивает плавное (без ступеней) регулирование напряжения.

Этот диапазон регулирования на­пряжения (±5 %) явно недостаточен. При трех-четырех трансформациях потери напряжения в сети составляют в режимах наибольших нагру­зок SDU_нб = 30-40 % и в режимах наименьших нагру­зок SDU_нм = 12-16 %. Отсюда видно, что диапазон изменения напряжения у потребителя составляет SDU_нб - SDU_нм = 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.

С целью регулирования напряжения трансформаторы оснащаются автоматическими регуля­торами коэффициента трансформации (АРКТ) для регулирования на­пряжения под нагрузкой (РПН) или имеют возможность переключения отпаек регулировочных ответвлений без возбуждения (ПБВ), т.е. с от­ключением их от сети на время переключения ответвлений. Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение в диа­пазоне от ± 10 до ± 16 % с дискретностью (1,25–2,5) %. Трансформа­торы с ПБВ имеют регулировочный диапазон обычно ± 5 %. Обычно регулировочные ответвления выполняются на сто­роне высшего напряжения трансформатора, которая име­ет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа пе­реключающего устройства.

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой в настоящее время изготовляют с основным и че­тырьмя дополнительными ответвлениями. Основное от­ветвление имеет напряжение, равное номинальному напря­жению первичной обмотки трансформатора U_в.ном. Для понижающих трансформаторов с ПБВ U_в.ном равно номинальному напряжению сети U_ном.с, к которой присоединяется данный трансформатор (6, 10, 20 кВ). 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%.

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.

Трансформаторы с регулированием напряжения под на­грузкой, со встроенным устройством РПН 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 115 кВ, предусматриваются диапазоны регулирова­ния +16 % при 18 ступенях регулирования по 1,78 % каж­дая. С помощью РПН можно менять ответвления и коэффи­циент трансформации под нагрузкой в течение суток, выполняя, таким образом, требования встречного регулирова­ния.

Линейные регулировочные трансформаторы (ЛР) 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. Для регулирования напря­жения на отходящих линиях линейные регуляторы вклю­чаются непосредственно в линии.

Автотрансформаторы 220—330 кВ сейчас выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения. Ранее для автотрансформаторов устройство РПН выполнялось встроенным в нейтраль, при этом измене­ние коэффициентов трансформации между обмотками ВН и СН и обмотками ВН и НН нельзя было производить не­зависимо друг от друга. В настоящее время с помощью РПН, встроен­ного на линейном конце обмотки СН, 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.

Ответвление регулируемой части обмотки понижающего трансформатора, обеспечивающее желаемое на­пря­жение на шинах низшего напряжения U_н.жел, может быть определено по формуле:

n_{отв.жел}= ,

где DU_отв – ступень регулирования напряжения в %; U′_н – рассчитанное напряжение со стороны низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения; U_вн, U_нн – номинальные напряжения соответственно обмоток высшего и низшего трансформатора.

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа n_отв с учетом максимального числа ответвлений.

После этого определяется действительное напря­жение на шинах низшего напряжения подстанции:

U_н= .

Ответвление регулируемой части обмотки автотрансформатора, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах сред­него напряжения U_с.жел, может быть определено по выражению:

n_{отв.жел}= ,

где DU_отв – ступень регулирования напряжения в %; U′_с – рассчитанное напряжение со стороны среднего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения; U_вн, U_сн – номинальные напряжения обмоток автотрансформатора.

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа n_отв с учетом максимального числа ответвлений. После этого определяется действительное напря­жение на шинах среднего напряжения автотрансформатора:

U_с= .

Отрегулированное значение напряжения на шинах среднего напряжения авто­трансформатора используется для расчета сети среднего напряжения.

На стороне низшего напряжения автотрансформатора устанавливаются линейные регуляторы. Добавочная ЭДС рассчитывается по формуле:

.

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое на­пряже­ние на шинах низшего напряжения, может быть определено по формуле:

n_{отв.жел}= .

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа n_отв с учетом максимального числа ответвлений. После этого определяется действительное напря­жение на шинах низшего напряжения подстанции:

U_н= .

Второй способ, основанный на снижении потерь напряжения в линиях, может быть реализован за счет снижения:

1) активного сопротивления;

2) реактивного сопротивления;

3) потока активной мощности по линии;

4) потока реактивной мощности по линии.

Сразу же отметим, что снижение активной нагрузки элемента для повышения напряжения у потребителя связано с недоотпуском электроэнергии и поэтому не применяется. К тому же воздействие на режим напряжений через активную мощность оказывается относительно слабым.

Рассмотрим влияние активного сопротивления на потери напряжения. В распределительных сетях активное сопротивление больше реактивного, т. е. R₀ >X₀ (см. рис. 8.4). В формуле потерь напряжения основную роль играет первое слагаемое числителя Р^.R. При изменении сечения линий в распределительных сетях существенно меняются R₀ и изменяются потери напряжения в сети, а значит, и напря­жение потребителя. Поэтому в этих сетях сечение проверяется по условиям обеспечения допустимой потери напряжения.

 

 

Рис. 8.4. Зависимость удельного активного и реактивного сопротивления линии электропередачи от сечения провода.

 

 

В питающих сетях, наоборот, X₀ > R₀ (см. рис. 8.4), поэтому потери напряжения в значительной степени определяются реак­тивным сопротивлением линий, которое мало зависит от се­чения. Выбирать сечение линий в питающих сетях по до­пустимой потере напряжения экономически нецелесообраз­но.

Таким образом, снижение потерь напряжения за счет снижения активного сопротивления (увеличения сечения линий) актуально только в сетях до 35 кВ.

Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Чтобы изменить реактивное сопротивление, необходимо включить в линию конденсаторы, т.е. применить продольную емкостную компенсацию (УПК). Продольная емкостная компенсация параметров линии заключается в последовательном включении конденсаторов в рассечку линии, благодаря чему ее реактивное сопротивление уменьшается: X'_л = X_L – X_C < X_л.

Сопротивление батарей конденсаторов УПК для снижения потери напряжения от значения ΔU₁ (%) до значения ΔU₂ (%) рассчитывается по выражению:

.

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

с = X_с/X_л ^.100%.

На практике применяют лишь частичную компенсацию (c < 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 отметим, что в питающих сетях УПК применяют в основном не для регулирования напряжения, а для повышения про­пускной способности линий. Это дорогие устройства, во-первых, из-за изоляции - они изолируются от земли на полное напряжение линии; во-вторых, из-за необходимости защиты конденсаторов от перенапряжений при близких КЗ и при их включении-отключении; в-третьих, из-за коммутационной аппаратуры, рассчитанной на высокие напряжения и токи; которые не выдерживают конкуренцию с другими регулирующими устройствами.

Эффективным средством регулирования напряжения являются ис­точники реактивной мощности (ИРМ). Их воздействие основано на сни­жении перетоков реактивной мощности по линиям и кабелям питающей сети. Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности. В отличие от активной мощности, реактивная мощность может гене­рироваться не только генераторами, но и компенсирующи­ми устройствами, которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генерато­ры вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у по­требителя.

Компенсацией реактивной мощности будем называть ее выработку или потребление с помощью компенсирую­щих устройств.

Проблема компенсации реактивной мощности в элек­трических системах страны имеет большое значение по следующим причинам:

1) в промышленном производстве наблюдается опере­жающий рост потребления реактивной мощности по срав­нению с активной;

2) в городских электрических сетях возросло потребле­ние реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок;

3) увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для несколь­ких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих уст­ройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети. И, наконец, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должны размещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по ре­активной мощности, чем достигается снижение потерь ак­тивной мощности и напряжения.

В качестве компенсирующих устройств в электрических сетях используются: синхронные двигатели, работающие в режиме перевоз­буждения, синхронные компенсаторы (СК), конденсаторные батареи (БК), реакторы, стати­ческие источ­ники реактивной мощности (ИРМ).

Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллель­но. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнении на номинальное напряжение 0,22–10,5 кВ. Единичная мощность конденсаторов составляет 10–125 квар. Шунтовые конденсаторные батареи применяют на напряжениях до 110 кВ. Увеличение рабоче­го напряжения БК достигается увеличением числа после­довательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное соединение конденсаторов.

В сетях трехфазного тока конденсаторы включаются звездой и треугольником. При соединении конденсаторов треуголь­ником мощность батареи оказывается в 3 раза больше. На напряжения до 1 кВ конденсаторы обычно включают треугольником; на напряжения 6 кВ и выше конденсаторы включают по схеме звезды с изолированной или глухо заземленной нейтралью в зави­симости от режима нейтрали сети, в которой устанавлива­ются БК.

В конденсаторах, применяемых в компенсирующих уст­ройствах, в качестве диэлектрика используется бумага, про­питанная минеральным маслом или синтетической жидко­стью. Известны разработки конденсаторов повышенной мощности с диэлектриком из синтетической пленки, имею­щих малые габариты.

Батареи конденсаторов бывают регулируемые (управ­ляемые) и нерегулируемые. В нерегулируемых число кон­денсаторов неизменно, а величина реактивной мощности зависит только от квадрата напряжения. Суммарная мощ­ность нерегулируемых батарей конденсаторов не должна превышать наименьшей реактивной нагрузки сети.

В регулируемых батареях конденсаторов в зависимости от режима автоматически или вручную изменяется число включенных конденсаторов. Выпускаются регулируемые комплектные батареи конденсаторов на напряжения 0,38; 6; 10 кВ, снабженные пускорегулирующим устройством, необходимым для автоматического изменения мощности батареи (контакторами или выключателями).

На практике изменение мощности, вырабатываемой ба­тареей в нормальных эксплуатационных условиях, дости­гается включением или отключением части конденсаторов, составляющих батарею, т. е. путем ступенчатого регулирования. Одноступенчатое регулирование заключается в от­ключении или включении всех конденсаторов батареи, мно­гоступенчатое—в отключении или включении отдельных секций батареи, снабженных контакторами или выключа­телями.

При отключении конденсаторов необходима их автома­тическая (без участия дежурного персонала) разрядка на активное сопротивление, присоединенное к батарее. Величина его должна быть такой, чтобы при отключении не возникло перенапряжений на зажимах конденсаторов. Защита конденсаторов осущест­вляется плавкими предохранителями, включаемыми по одному в цепь каждого конденсатора. Кроме того, батарея в целом защищается с помощью предохранителей или вы­ключателей в цепи батареи.

Основные преимущества кон­денсаторов в сравнении с другими компенсирующими уст­ройствами состоят в следующем:

а) удельная стоимость (за 1 квар) БК совместно с пускорегулирующей аппаратурой в настоящее время наимень­шая по сравнению со стоимостью других компенсирующих устройств;

б)