Ядрошиков_Реферат. Методы регулирования напряжения в сети

• Название: Методы регулирования напряжения в сети
• Дата: 10.10.2022
• Размер: 204.94 Kb.
• Имя файла: Ядрошиков_Реферат.docx
• Тип: Реферат; #726361

Методы регулирования напряжения в сети

Содержание

Введение 2

1.Способы регулирования напряжения в электрических сетях 4

2. Принципы регулирования напряжения 7

3. Средства регулирования напряжения в электрических сетях 14

Список использованных источников 26

Введение

Напряжение – важнейший показатель режима работы электроэнергетической системы, непосредственно влияющий на качество электрической энергии, надежность электроснабжения потребителей и экономичность работы ЭЭС.Регулирование напряжения в энергосистеме связано с балансом реактивной мощности, который по всей системе в целом определяет некоторый уровень напряжения. Напряжения в узлах сети обычно отличаются от среднего уровня, причем это отличие связано со многими факторами: конфигурацией сети, значениями нагрузок и т.д. Допустимые отклонения напряжения на шинах потребителя, согласно ГОСТ 1310997, в нормальных режимах составляют   и в послеаварийных (максимальные отклонения) 10 % от номинального напряжения потребителей [3]. Оптимальный режим работы энергосистемы – режим удовлетворяющий условиям надежности и качества электроэнергии, при котором обеспечивается минимум затрат при заданной в каждый момент времени загрузки потребителей. Основные задачи решаемые при оптимизации режима следующие: - распределение активных мощностей между генераторами электрических станций и между электрическими станциями энергосистемы, соответствующее минимуму суммарного расхода топлива, с учетом потерь активной мощности в сетях; - оптимизация режима электрической сети, приводящая к уменьшению суммарных потерь активной мощности в сетях, в результате оптимального выбора мощности и мест размещения компенсирующих устройств, выбора коэффициентов трансформаторов связи с учетом технических ограничений; - выбор оптимального состава работающего оборудования.

Различают централизованное и местное регулирование напряжения. При централизованном регулировании в питающем узле одновременно поддерживаются допустимые уровни напряжения в целом для группы потребителей близлежащего района. Местное регулирование предполагает поддержание требуемых уровней напряжения непосредственно на шинах потребителя. Средствами регулирования напряжения могут служить: генераторы на электростанциях, трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и без нагрузки (ПБВ), вольтодобавочные трансформаторы и линейные регуляторы, компенсирующие устройства, вырабатывающие (батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы в перевозбужденном режиме) и потребляющие (реакторы, синхронные компенсаторы в недовозбужденном режиме) 2 реактивную мощность. Кроме того, регулирование напряжения может осуществляться изменением конфигурации сети. Некоторое участие в регулировании напряжения принимают и нагрузки, снижающие потребление активной и особенно реактивной мощности при снижении напряжения на их шинах.

1. Способы регулирования напряжения в электрических сетях

Различают два способа регулирования напряжения: местное и централизованное.

Под местным регулированием понимают регулирование напряжения непосредственно на месте потребления, т. е. его стабилизацию на заданном уровне у каждого отдельного потребителя (например, стабилизаторы для телевизоров) или сразу для группы потребителей (например, для одного или нескольких домов). В последнем случае в какой-то точке сети устанавливают трансформатор с устройством для регулирования напряжения. Это устройство включают, когда у всех потребителей, питаемых от этого трансформатора, надо поддержать напряжение на определенном уровне (например, 220 В).

Регулирование напряжения может быть автоматическим, без отключения трансформатора от сети. При этом потребитель даже не чувствует, что в трансформаторе происходят какие-то изменения. Такое регулирование напряжения называют регулированием под нагрузкой (РПН). Однако РПН требует применения сложных и дорогих переключающих устройств. Поэтому для трансформаторов небольшой мощности часто применяют регулирование напряжения без возбуждения, т. е. после отключения всех их обмоток от сети. Этот способ регулирования сокращенно называют ПБВ (переключение без возбуждения). После переключения трансформатор вновь включается в работу. При этом способе потребителя на какое-то время вообще отключают от сети. Особенно неудобно это там, где нагрузка меняется часто. Зато устройства ПБВ просты по конструкции и относительно дешевы.

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

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

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

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

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

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

2. Принципы регулирования напряжения

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

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

(1)

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

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

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

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

Рассмотрим схему электрической сети, показанную на рис. 1. Напряжение на генераторе, равное номинальному напряжению генератора, на 5 % выше номинального напряжения сети. Если сеть имеет номинальное напряжение 10 кВ, то номинальное напряжение генератора 10,5 кВ. На генераторе допускается нормальное превышение напряжения относительно его номинального напряжения на 5%. Пусть генератор (рис. 1) работает с наибольшим рабочим напряжением, тогда отклонение напряжение на его выводах составляет +10% относительно номинального напряжения сети.

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



Рисунок 1 – Схема электрической сети и графики отклонения напряжения

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

(2)

Такое снижение напряжения недопустимо для всякого потребителя и для электрической сети. Поэтому трансформаторы даже без каких-либо средств регулирования напряжения изготовляются с таким соотношением напряжений обмоток, чтобы обеспечить добавку напряжения при трансформации порядка 5 %. На рис. 1 указаны действительные и относительные величины номинальных напряжений обмоток трансформаторов. Разность относительных напряжений для каждого трансформатора дает его добавку напряжения Е_т, следовательно, в среднем можно считать, что при потерях напряжения в трансформаторе порядка 5 % они компенсируются добавкой напряжения трансформатора, и в расчете по формуле (2) отклонение напряжения в точке It окажется не –40 %, а -20 %. Этого, однако, также нельзя допустить, поскольку в конечном счете к точке h присоединяется распределительная сеть 10/0,38 кВ, где тоже есть потери напряжения, которые необходимо компенсировать положительным отклонением величины напряжения в точке h до 5...10%. Следовательно, в цепочке а, ..., h требуется еще суммарная добавка напряжения порядка (5... 10 %) - (-20 %) = 25...30%. Это достигается установкой в сети устройств регулирования напряжения, которые либо обеспечивают снижение потерь напряжения в линиях и трансформаторах, либо вводят дополнительные добавки напряжения в трансформаторах. Следует отметить, что в рассматриваемой схеме сети трансформатор Т1 является повышающим, а все другие - понижающими. Повышающий трансформатор на электростанции не имеет устройства регулирования напряжения, и регулирование напряжения на электростанции возможно только за счет генераторов.

Способами регулирования напряжения являются:

• 
  • регулирование напряжения на электростанциях;
  
• 
  • с помощью регулирующих устройств трансформаторов на понижающих подстанциях;
  
• 
  • с помощью изменения потерь напряжения в электрической сети.
  

Изменение напряжения на электростанциях в ЭЭС может одновременно изменить напряжения во всей передающей сети высокого и сверхвысокого напряжения и связано с перераспределением реактивной мощности между электростанциями. В случае сети, питающейся от одной электростанции (рис. 2, а), напряжения меняются во всех узлах сети.

Изменение коэффициента трансформации одного из понижающих трансформаторов влияет на напряжение шин низкого напряжения (НИ) только на данном трансформаторе и на напряжения сети, которая питается от этих шин (рис. 2, а).

Установка КУ на одной из понижающих подстанций изменит потоки реактивной мощности в ЛЭП по пути от ЦП до данной подстанции и, следовательно, падения напряжения в этих ЛЭП. Это изменит напряжения во всех узлах сети, кроме ЦП (рис. 2, б). Изменить потери напряжения на участках электрической сети можно также отключением и включением части параллельных элементов в сети, например, одной цепи двухцепной ЛЭП (рис. 2, б).



Рисунок 2 –Схема электрической сети с областями влияния при использовании различных способов регулирования напряжения
Регулирование напряжения в электрических сетях выполняется по одному из грех принципов:

• 
  • стабилизация напряжения;
  
• 
  • стабилизация по заданному графику напряжения:
  
• 
  • встречное (согласное) регулирование.
  

В соответствии с принципом стабилизации напряжение на шинах нагрузки поддерживается всегда на заданном уровне (рис. 3, а). Регулирование по заданному фафику предусматривает стабилизацию разных на различных временных интервалах заданных значений напряжений. В этом случае график напряжения будет ступенчатым, например, в часы утреннего и вечернего максимума напряжение поддерживается выше, чем в остальные часы суток (рис. 3, б). Принципы стабилизации используются при регулировании напряжения на электростанциях и в специальных случаях для индивидуального регулирования напряжения у некоторых электроприемников.



Рисунок 3 – Графики напряжения
Принцип встречного регулирования устанавливает значение напряжения на шинах НН понижающих подстанций в зависимости от тока нагрузки. Согласно ПУЭ на шинах ЦП 6...20 кВ должно обеспечиваться встречное регулирование напряжения, при котором напряжение ЦП должно увеличиваться по мере роста нагрузки. В часы максимальной нагрузки напряжение поддерживается на 5... 10% выше номинального (не ниже 1,05 от номинального напряжения), а в часы минимальных нагрузок не выше номинального значения. График напряжения на шинах ЦП по форме повторяет график токовой нагрузки (рис. 3, в). Характеристика регулятора напряжения является линейной в зависимости от тока нагрузки (рис. 4).


Рисунок 4 – Принцип встречного регулирования напряжения
К средствам регулирования напряжения относятся регуляторы напряжения на электростанциях, регулирующие устройства на понижающих трансформаторах, специальные регулировочные трансформаторы и КУ. Кроме того, к средствам регулирования напряжения можно отнести системы отключения (включения) части параллельно работающих элементов электрической сети.

3. Средства регулирования напряжения в электрических сетях

Нормальным режимом работы называется режим, при котором обеспечивается электроснабжение всех потребителей и качество электрической энергии (качество частоты и качество напряжения) в установленных ГОСТ 13109-97 пределах.

Непрерывное изменение электрических нагрузок приводит к непрерывному изменению падений напряжения в элементах электрической сети, следовательно, к непрерывному изменению отклонений напряжения U от его номинального значения. Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения

Все генераторы электростанций оборудованы устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ). Генератор вырабатывает номинальную активную мощность при отклонениях напряжения от номинального не более ±5%. При больших отклонениях мощность генератора должна быть снижена, по этой причине пределы регулирования напряжения с помощью генераторов ограничены. В связи с изменяющейся нагрузкой системы все генераторы электростанций работают по заданным графикам генерации активной и реактивной мощности. Условия работы электростанций в системе различны. Это влияет и на возможности регулирования напряжения с помощью генераторов.

При работе электрической станции изолированно ее генераторы, подключенные к шинам ГРУ с присоединенной к ним распределительной сетью (рис. 5, а) относительно малой протяженности, осуществляют регулирование напряжения изменением возбуждения.


Рисунок 5 – Регулирование напряжения изменением возбуждения
Этот способ регулирования напряжения на таких станциях является основным средством обеспечения заданного режима напряжения у нагрузок. Пределы регулирования напряжения изменением возбуждения допускаются не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок. При наличии сети высокого напряжения трансформаторы связи генераторов с РУВН предпочтительнее иметь с РПН.

При работе в блоках с трансформаторами связи (рис. 5, б) генераторы непосредственно не связаны с распределительными сетями генераторного напряжения, а нагрузка собственных нужд обычно питается через трансформаторы с РПН. Эти условия позволяют использовать полностью предел изменения напряжения на блочных генераторах от —5% до + 10% относительно номинального. Трансформаторы связи в блочных схемах применяются без РПН.

На электростанциях, объединенных в энергетическую систему (рис. 5, в), изменения напряжений должны осуществляться согласованно по графику, т. к. изменение напряжения даже у одной из станций приведет к перераспределению выработки реактивной мощности всех станций системы. Это условие ограничивает возможности регулирования напряжения в отдельных районах системы, поэтому в мощных системах регулирование напряжения только генераторами станций не является достаточным и требует дополнительных средств.

Для регулирования напряжения с помощью трансформаторов необходимо иметь возможность изменять соотношение витков обмоток трансформаторов. Это достигается тем, что, помимо основных ответвлений обмоток, предусматривают дополнительные (регулировочные) ответвления. Регулировочные ответвления обычно выполняются на стороне высокого напряжения трансформаторов, так как это значительно облегчает переключающее устройство (меньшие токи).
Трансформаторы с переключенном ответвлений без возбуждения (ПБВ) не позволяют регулировать напряжение в течение суток, так как это связано с необходимостью отключения трансформатора для каждого переключения, что по эксплуатационным условиям недопустимо По этой причине ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения (2 – 3 раза в год). Современные трансформаторы с ПБВ позволяют регулировать напряжение в пределах ±5% с шагом 2,5% от номинального. Устройства ПБВ устанавливаются на трансформаторах мощностью не более 630 кВ-А, Схема одной фазы трансформатора с ПБВ приведена на рис. 6, а. Требуемый коэффициент трансформации трансформатора устанавливается с помощью переключателя П.



Рисунок 6 – Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации трансформаторов

Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение под нагрузкой, т. е без отключения от сети, без перерыва электроснабжения потребителей. Устройства РПН устанавливаются на мощных трансформаторах с напряжением выше 20 кВ. Регулировочные ступени трансформаторов выполняются на обмотке  высшего напряжения со стороны присоединения ее к нейтрали (рис. 6, б). На этом рисунке обозначено регулирующее устройство РУ, включающее в себя ступень грубой регулировки П и ответвления тонкой регулировки, выбираемые с помощью избирателя И. Пределы регулирования напряжения трансформаторов с РПН составляют от ±10% до ±16% ступенями 1,5... 2,5% от номинального. Приведенная схема одной фазы трансформатора с РПН иллюстрирует лишь принцип регулирования напряжения. Реальные устройства РПН имеют более сложную конструкцию, включающую ряд дополнительных элементов.
Автотрансформаторы осуществляют регулирование напряжения либо за счет ответвлений на обмотке высшего напряжения (со стороны присоединения ее к нейтрали, что облегчает изоляцию переключающего устройства), либо с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения, как показано на рис. 6, в. В первом случае имеет место связанное регулирование, т. к. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков обмоток высшего и среднего напряжения. Во втором случае регулирование будет независимым, но переключающее устройство должно рассчитываться на номинальный ток, а изоляция на полное напряжение средней обмотки. При такой схеме автотрансформатора регулируется коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжения, а соотношение витков обмоток ВН и НН остается неизменным. В основном автотрансформаторы выпускаются с устройствами РПН на стороне среднего напряжения. Такие автотрансформаторы применяются на большие мощности и высокие напряжения. Диапазон регулирования на стороне среднего напряжения составляет ±12% со ступенями 2% от номинального.

Линейные регуляторы (ЛР), или последовательные регулировочные трансформаторы служат для регулирования напряжения и перераспределения потоков мощности в линиях. Они устанавливаются либо последовательно с нерегулируемыми обмотками трансформаторов, либо непосредственно в линии. На рис. 6, г показана схема включения ЛР в цепь автотрансформатора. Регулятор содержит регулируемый автотрансформатор РАТ и последовательный трансформатор ПТ, с помощью которого вводится дополнительная ЭДС Едоб в нейтраль обмотки высшего напряжения, чем достигается изменение соотношения напряжений обмоток ВН и СН относительно обмотки НН. Диапазон регулирования ЛР достигает ±15% от номинального. ЛР значительно дороже устройств РПН поэтому их применение ограничено. Существенным достоинством линейных регуляторов является возможность не только продольного регулирования напряжения, но и поперечного (изменением фазы ЕДоб). Эго свойство ЛР особенно широко используется при регулировании потоков мощности в линиях электропередач. Мощность ЛР достигает 125 MB-А, а уровень напряжения 110 кВ.

Потеря напряжения, характеризующая изменение напряжения у потребителей, при пренебрежении поперечной составляющей падения напряжения определяется зависимостью (2). Регулируя потери напряжения, можно поддерживать требуемый уровень напряжения на шинах потребителей Из формулы (2) следует, что одним из эффективных средств регулирования напряжения является изменение реактивной мощности, передаваемой сетью. Реактивная мощность вырабатывается не только генераторами электростанций, но и другими источниками: синхронными компенсаторами (СК), синхронными двигателями (СД), батареями конденсаторов (БК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), тиристорными компенсирующими установками (ТКУ) и др. При наличии источников реактивной мощности, или, как их еще называют, компенсирующих устройств, потери напряжения можно записать в следующем виде:

(2)

где QKу—реактивная мощность, генерируемая или потребляемая компенсирующим устройством, квар, Мвар. Из формулы видно, что потери напряжения можно свести до величины, определяемой лишь потерями напряжения на активном сопротивлении сети, вырабатывая всю реактивную мощность на месте потребления (QKy = Q), либо, наоборот, увеличить их, переведя компенсирующее устройство в режим потребления реактивной мощности.

Синхронный компенсатор – это синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу. В отличие от генератора он не имеет первичного двигателя. СК не может вырабатывать активную мощность, а для покрытия своих механических и электрических потерь он потребляет энергию из сети. При перевозбуждении СК генерирует реактивную мощность в сеть, а при недовозбуждеиии становится потребителем реактивной мощности. Регулирование напряжения с помощью СК осуществляется плавно. Синхронные компенсаторы обычно устанавливают на мощных понижающих подстанциях и включают на шины 6 . . . 10 кВ (рис. 10, а) или подключают к обмотке НН автотрансформатора либо к компенсационной обмотке трансформатора с РПН.



Рисунок 7 – Схема регулирование напряжения с помощью компенсирующих устройств
Синхронный двигатель широко используется в качестве электропривода для рабочих механизмов. Потребляя активную мощность, он одновременно может генерировать реактивную мощность (при перевозбуждении) либо потреблять ее (при недовозбуждении). СД позволяет реализовать плавное, автоматическое регулирование напряжения в местной сети. Стоимость СД высокая, но ниже, чем стоимость асинхронного двигателя такой же мощности совместно с компенсирующим устройством, позволяющим получить эквивалентный эффект регулирования напряжения. Схема подключения СД такая же, как и СК.

Батареи конденсаторов применяют в тех случаях, когда не требуется ее работа в режиме потребления реактивной мощности. Управляемые батареи конденсаторов (УБК) представляют собой группу последовательно и параллельно соединенных конденсаторов для получения требуемой мощности и для подключения на заданное напряжение (рис. 7, б). При параллельном подключении УБК к сети реактивная мощность, генерируемая батареей,

(3)

где С — емкость конденсаторной батареи. мФ; Uc — напряжение сети, к которой подключена УБК, кВ.

УБК более экономичны, чем СК. Их выполняют на большие мощности (до 100 и более Мвар). Батареи конденсаторов устанавливаются на крупных подстанциях и подключаются как на шины 6.. .35 кВ, так и на шины высокого напряжения 110 кВ. Наличие переключающего устройства батарей конденсаторов дает возможность ступенчатого регулирования напряжения на шинах потребителей, так как позволяет отключать часть параллельно включенных конденсаторов или всю батарею при снижении нагрузки и включать полностью все конденсаторы при ее максимуме.

Статические источники реактивной мощности (ИРМ, СКУ, СТК и др.) в последние годы получают все большее применение в силу таких их качеств, как отсутствие вращающихся частей, высокое быстродействие, плавность регулирования напряжения и генерируемой реактивной мощности, незначительное влияние на токи к. з. и т. п. Однако их стоимость пока значительно выше, чем стоимость других компенсирующих устройств такой же мощности. Статические компенсирующие установки по принципу работы делят на две группы. К первой группе относят установки, в которых реактивная мощность генерируется статическими конденсаторами и регулируется с помощью быстродействующих тиристорных средств, а ко второй – установки, в которых для генерирования реактивной мощности используется свойство индуктивности аккумулировать энергию в магнитном поле. На рис. 7, в приведена упрощенная схема тиристорного компенсатора типа ТК, предназначенного для компенсации реактивной мощности с автоматическим поддержанием напряжения или коэффициента мощности. Силовая часть компенсатора содержит два трехфазных управляемых моста, включенных параллельно и замкнутых на обмотки дросселя L. Мосты собраны по схеме независимого инвертора с отсекающими диодами и искусственной емкостной коммутацией. Управление тиристорными мостами осуществляется системой управления СУ. Современные статические тиристорные компенсаторы, например, серии СТК. выпускаются на мощность до 450 Мвар с номинальным напряжением до 110 кВ. Эти компенсаторы нашли применение в мощных протяженных линиях электропередач, в сетях электроснабжения крупных сталеплавильных печей и для других целей.

Линии электропередачи рассматривают как распределенную емкость, зависящую от ее протяженности, диаметра фазных проводов, их взаимного расположения, расстояния между ними и диэлектрической проницаемости среды Генерируемая ЛЭП реактивная (зарядная) мощность.

(4)

где b0 = wС0 – погонная реактивная проводимость ЛЭП, См/км; Со – погонная емкость ЛЭП, Ф/км; /—протяженность ЛЭП, км.

Протяженные ЛЭП являются мощными нерегулируемыми источниками реактивной мощности в системе. Эта мощность в основном изменяется за счет ее компенсации с помощью шунтирующих реакторов (поперечная индуктивная компенсация).

В незначительных пределах напряжение можно регулировать изменением активного и реактивного сопротивлений питающей сети. При нескольких параллельно работающих линиях или трансформаторах (рис. 11, а, б) в часы минимальной нагрузки, когда снижаются потери напряжения, можно отключить одну из линий или трансформатор, что приведет к увеличению потерь напряжения в питающей сети и, следовательно, к понижению напряжения у потребителя.



Рисунок 8 – Схема регулирование напряжения изменением параметров сети
Такое регулирование, несмотря на ступенчатость, повышает экономичность передачи, однако его можно использовать только в том случае, если не снижается надежность электроснабжения.



Рисунок 9 – Продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления передачи
Продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления передачи возможна при последовательном включении в линию обратного по знаку емкостного сопротивления (рис. 9, а), при этом результирующее реактивное сопротивление передачи определится как

Xi = XL - Хс (5)

При известных параметрах нагрузки напряжение на шинах потребителя до и после компенсации определится зависимостями (для фазных токов и напряжений):

(6)

Как видно из векторной диаграммы (рис. 6, б), при неизменном напряжении на питающем конце линии в случае включения продольной емкостной компенсации напряжение у потребителя будет выше, чем без нее. Это определяется тем, что потери напряжения на реактивном сопротивлении линии в случае компенсации снижаются, т. е.



Включение компенсации (см. рис. 12, а) осуществляется расшунтированием батареи конденсаторов коммутирующим аппаратом. Степень компенсации на отечественных ЛЭП не превышает 50.

К недостаткам этого способа регулирования напряжения относятся следующие: увеличение токов к. з. в сети, возможность появления перенапряжений на конденсаторных батареях, появление при толчках нагрузки субгармонических колебаний вплоть до субгармонического резонанса.

Заключение
Регулирование напряжения позволяет не только повысить качество электроэнергии, но и улучшить ход производственных процессов на промышленных предприятиях: снизить брак продукции, повысить ее качество, увеличить производительность труда людей и производительность механизмов, а также в отдельных случаях сократить потери энергии. В настоящее время задачи регулирования напряжения получили материальную основу в виде регулирующих и компенсирующих устройств. Расчеты показывают, что как правило, дополнительные затраты, связанные с применением регулирующих устройств и их автоматизацией, окупаются той экономией, которая достигается при улучшении режимов напряжений в электрических сетях и системах. Постоянство напряжения в каждой точке сети можно обеспечить применением локальных регуляторов в электрических цепях. Таким образом, возникает вопрос о создании локальных систем автоматического регулирования напряжения в электрической сети. Представляется целесообразным построение локальной системы автоматического регулирования с применением транзисторов.

Список использованных источников

1. 
   Правила устройства электроустановок: 7-е издание (ПУЭ). – Москва : Главгосэнергонадзор России, 2007. – 610 с.
   
2. 
   Атабеков, В. Б. Ремонт электрооборудования промышленных предприятий: учебное посо-бие / В. Б. Атабеков . – Москва: «Высшая школа», 2004. – 175 с.
   
3. 
   Нестеренко, В.М. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий / В.М. Нестеренко, А.М. Мысьянов // Издательский центр «Академия». – 2003. – 293 с.
   
4. 
   Соколов, Б.А. Технология электромонтажных работ.2-е изд., стер: учебное посо-бие / В.М. Нестеренко, А.М. Мысьянов. – Москва: «Академия», 2005. – 592 с.
   
5. 
   Неклепаев, Б.Н. Технология электромонтажных работ: учебное посо-бие / Б.Н.Некленаев, И.П.Крючков . – Москва : Энергоатомиздат, 1987. – 602 с.
   
6. 
   Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП) // Электронный фонд правовых и нормативно-технических документов. – 2003. – URL: https https://docs.cntd.ru/ (дата обращения: 29.07.2021).
   
7. 
   Полуянович, Н.К. Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт систем электроснабжения: учебное посо-бие / Полуянович Н.К. – СПб.: Лань, 2012. – 400 с.