где k_тр – действительный коэффициент трансформации, учитывающий напряжение регулировочного ответвления U_отв обмотки высшего напряжения, т.е. k_тр= U_отв/ U_2ном.тр;

U_2ном.тр – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора;

– напряжение на низшей стороне трансформатора, приведенное к стороне высшего напряжения, которое определяется

,

где U₁ – действительное напряжение на высшей стороне трансформа-

тора;

P, Q – нагрузка на стороне низшего напряжения трансформатора.

Для обеспечения возможности регулирования напряжения в сети низшего напряжения посредством изменения коэффициента трансформации все трансформаторы оборудуются либо регуляторами напряжения под нагрузкой (РПН), либо переключателями без возбуждения (ПБВ). Данные устройства более подробно будут рассмотрены ниже.

На уровень напряжения в местных РС оказывают влияние также потери напряжения в отдельных элементах сети. Изменяя потери напряжения можно оказывать необходимое регулирующее воздействие на уровень напряжения в различных точках сети.

Известно, что при включении емкостной нагрузки (статических конденсаторов, синхронных электродвигателей) параллельно электропотребителю потеря напряжения в питающей сети снижается, а напряжение в точке подключения емкости соответственно, увеличивается.

Потеря напряжения в этом случае определяется

,

где R_л, X_л – сопротивления питающей сети;

Q_к – мощность, включаемой параллельно электропотребителю ЭП, емкостной нагрузки.

Увеличение напряжения в точке подключения емкостной нагрузки (вольтодобавка) происходит за счет снижения перетока реактивной мощности в сети на величину Q_к (рис. 7.20).

Последовательное включение в линию конденсаторных батарей с реактивным сопротивлением Х_к приводит также к изменению потери напряжения:

В данном случае изменение напряжения происходит за счет уменьшения реактивного сопротивления сети. Данный пример иллюстрируется на рис. 7.21.

Таким образом, целесообразными способами регулирования в местных распределительных сетях является регулирование путем непосредственного воздействия на уровень напряжения (РПН, ПБВ), изменения протекающей по сети реактивной мощности или изменения реактивного сопротивления самой сети.

Регулирование напряжения подразделяется на централизованное и местное. Централизованное регулирование применяется в интересах всех потребителей данной сети. Местное регулирование – в интересах потребителей, режим работы которых существенным образом отличается от режима работы других потребителей данной сети.

Регулирование напряжения – это намеренное изменение режима напряжений в целях обеспечения технически допустимых и экономически оптимальных условий работы электроприемников. В электрических сетях объектов, имеющих большую протяженность и две-три ступени трансформации, в пределах которых напряжения должны находиться в определенных пределах, достигнуть требуемый режим напряжения без применения регулирующих устройств практически невозможно. Это связано с достаточно большими потерями напряжения на пути передачи электроэнергии от ее источника до электроприемников. Так, в реальных сетях при изменении нагрузки в диапазоне от 30 до 100% потери напряжения на каждой ступени трансформации достигает 15% и более, а суммарные потери напряжения составляют 40% и более.

Задачами регулирования напряжения в электрической сети являются:

• выбор средств регулирования;

• определение регулировочных диапазонов;

• выбор ступеней регулирования;

• выбор мест установки регулирующих устройств в сети;

• выбор системы автоматического регулирования.

Данные задачи решаются как при проектировании сетей, так и в процессе их эксплуатации.

Решение задач регулирования напряжения достигаются не только регулирующими, но и компенсирующими устройствами. Последние обеспечивают условия баланса реактивной мощности при требуемых значениях напряжений. Именно поэтому задачи регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности являются взаимосвязанными и решаются совместно.

Рассмотренные выше способы регулирования напряжения (изменение коэффициента трансформации трансформаторов с РПН и ПБВ; изменение величины передаваемой по сети реактивной мощности; изменение реактивного сопротивления сети) в большинстве случаев позволяют решать задачи регулирования напряжения в местных РС объектов. Однако, выбор средств регулирования напряжения существенно зависит от режима работы потребителей. Так при однородной нагрузке, когда все потребители работают, практически, с одинаковым графиком нагрузки, данная задача решается достаточно легко. При неоднородной нагрузке возникает необходимость применять различные схемы регулирования напряжения, а именно: централизованное, групповое, местное или их комбинации (рис. 7.22).

При централизованной схеме регулирование напряжения осуществляется в ЦП или непосредственно на электростанции и производится в интересах всех потребителей данной сети. Регулирование в ЦП осуществляется трансформаторами с РПН. Регулирование на электростанции имеет ограничение по пределам регулирования напряжения (5%) и актуально для автономных неразветвленных сетей без или с одной ступенью трансформации.

Групповая схема выполняет регулирование напряжения в интересах группы потребителей (группы потребительских ТП), режим работы которых существенно отличается от режима работы других потребителей сети. Средствами регулирования при такой схеме выступают вольтодобавочные автотрансформаторы (ВДА), линейные регуляторы, конденсаторные установки продольной компенсации (УПрК) и др.

Местное регулирование напряжения применяется в интересах одного или нескольких потребителей конкретной потребительской ТП и осуществляется посредством конденсаторных установок поперечной компенсации (УПпК) и синхронными двигателями (СД).

Регулирование напряжения трансформаторами с рпн и пбв

В качестве основного способа централизованного регулирования напряжения в электрических сетях применяется регулирование в центрах питания. Трансформаторы, устанавливаемые в центрах питания, имеют, как правило, автоматизированные устройства регулирования напряжения под нагрузкой. Действие РПН характеризуется величиной ступени регулирования, точностью регулирования и выдержкой времени срабатывания. Применяемые в настоящее время трансформаторы с РПН имеют диапазоны регулирования напряжения от 10 до 16% при величинах ступеней регулирования от 1,25 до 2%. Так трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ и мощностью более 6300 кВА имеют диапазон регулирования 16% , т.е. 9 ступеней по 1,78%.

На точность регулирования существенным образом влияет так называемая зона нечувствительности РПН, под которой понимают диапазон изменения напряжения, не приводящий к срабатыванию аппаратуры регулирования. Идея использования зоны нечувствительности регулирующего устройства представлена на рис. 7.23. Линия 2 обозначает уровень напряжения, соответствующий уставке измерительного органа регулирующего устройства. Линиями 1 и 3 представлена зона нечувствительности. Наибольшее возможное отклонение напряжения от уровня уставки 2, при котором устройство регулирования еще не приходит в действие, называется точностью регулирования. Точность регулирования равна половине зоны нечувствительности. Для того чтобы предотвратить срабатывание устройства при кратковременном изменении напряжения, последнее должно срабатывать по истечении определенной выдержки времени t₁.

Если время превышения напряжением зоны нечувствительности линии 1 превышает время t₁, то через время t₂ (время работы приводного механизма) произойдет переключение ответвлений и напряжение сети изменится на величину ступени регулирования 4. Выделяют также так называемые зоны задержки возврата измерительного органа 4. Эти зоны необходимы для предотвращения вибраций контактов реле при медленных изменениях напряжения вблизи границ 1 и 3 зоны нечувствительности, благодаря чему увеличивается срок службы контактов. До тех пор, пока напряжение находится в пределах зоны 4, контакты остаются надежно замкнутыми. Поэтому, если напряжение вышло из пределов зоны нечувствительности на короткий промежуток времени и затем снова оказалось внутри зоны нечувствительности, но в пределах зоны 4 (время t₄), то контакты реле остаются замкнутыми и через выдержку времени t₁ будет послан импульс на переключение ответвления. В случае превышения напряжения в течение времени t₃ переключения ответвлений не произойдет, так как суммарное время превышения напряжения зоны нечувствительности и нахождения внутри зоны 5 не превысило выдержки времени t₁ .

Зона нечувствительности регулирующего устройства во избежание частых переключений обмоток трансформаторов выбирается на 0,2…0,5% больше величины ступени регулирования. Величина зоны нечувствительности определяет не только качество регулирования напряжения и условия работы переключающего устройства, но влияет так же, как это будет показано ниже, на величину допустимой потери напряжения в сетях.

Выдержка времени позволяет уменьшить число срабатываний РПН, но одновременно снижает качество (точность) регулирования. Опыт эксплуатации показывает, что переключающее устройство РПН работает нормально в течение длительного времени с приемлемым качеством регулирования, если число срабатываний не превышает 20…30 в течение суток.

У трансформаторов с РПН обычно регулировочные ответвления располагаются на стороне высокого напряжения, имеющей меньший рабочий ток, что позволяет облегчить работу переключающего устройства. Переключающее устройство трансформаторов с низшим напряжением 0,23; 0,4; 0,69 кВ, имеющих относительное небольшое число ступеней регулирования, размещается в общем баке трансформатора над магнитопроводом. В трансформаторах с низшим напряжением 6 и 10 кВ с РПН и, имеющих большое число ступеней регулирования (12 и более), переключающее устройство размещается в отдельном баке. Такие трансформаторы устанавливаются в центрах питания объектов.

Переключающее устройство приводится в действие от электродвигателя через приводной механизм. Последний оборудован конечными выключателями, размыкающими электрическую цепь питания двигателя при достижении контактами переключателя крайнего положения.

Переключающее устройство, входящее в комплект РПН, изготовляют с индуктивными (реакторными) или с активными токоограничивающими резисторами.

На рис. 7.24, а представлена конструктивная схема многоступенчатого переключателя реакторного типа РНТ-9, имеющего восемь ступеней и диапазон регулирования 10%. Переключающее устрой-

ство состоит из сдвоенных переключателей и пары контакторов в каждой фазе, трехфазного реактора и приводного механизма типа ПДП-4У.

Обмотка высокого напряжения трансформатора состоит из нерегулируемой (НО) и регулируемой (РО) частей. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1…9. Переключающее устройство имеет подвижные контакты П1, П2, контакторы К1, К2 и реактор Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки НО трансформатора. Нормальный ток нагрузки обмотки высокого напряжения распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Схемы коммутации переключающего устройства представлены на рис. 7.24, б, в. Вначале отключается контактор К1, затем подвижный контакт П1 переключается на необходимое ответвление 4 и вновь включается К1. При этом секция 4, 5 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Реактор, обладающий значительной индуктивностью, ограничивает уравнительный ток, возникающий в короткозамкнутом контуре из-за наличия напряжения на секции 4, 5 обмотки. Затем отключается контактор К2 и переключается подвижный контакт П2 на контакт ответвления 4 и включается контактор К2.

На рис. 7.25, а представлена схема переключающего устройства типа РНТА с токоограничивающими активными резисторами ТС. Последние предназначены для снижения тока циркуляции, возникающего в короткозамкнутом контуре при переключениях устройства. Переключающее устройство имеет семь ступеней тонкой регулировки ПТР и ступень грубой регулировки ПГР. При переключении в цепи ПТР на одну ступень (например, с 5-й на 4-ую) изменение коэффициента трансформации трансформатора существенно меньше, чем при переключении на одну ступень в цепи ПГР. В качестве приводного механизма используется механизм типа ПДП-4У. Схемы переключений представлены на рис. 7.25, б,в. При включении переключающего устройства, например на неподвижный контакт 5, ток протекает через замкнутый контактор К1. В цепи резистора ТС1 ток не протекает.

При необходимости переключиться на контакт 6 порядок коммутаций следующий. Подвижный контакт П2 переключается на контакт 6, затем размыкается контактор К1 и замыкается контактор К3. Рабочий ток протекает по резисторам ТС1 и ТС2, а в короткозамкнутой цепи контактов 5 и 6 (цепь П1-ТС1-К2-К3-ТС2-П2) возникает циркуляционный ток, величина которого ограничивается резисторами. После размыкания контактора К2 и замыкания контактора К4 рабочий ток протекает по цепи контакт 6-П2-К4 к потребителю.

Рассмотренные переключатели реализуют так называемую схему регулирования на трансформаторах без реверсирования, т.е. регулируемая обмотка включена согласно нерегулируемой обмотке. Имеются также переключатели, реализующие схему регулирования с реверсированием, т.е. за счет дополнительного устройства – реверса имеется возможность включать регулируемую обмотку как согласно нерегулируемой обмотке, так и встречно. Регулирование с реверсированием предоставляет возможность существенно увеличить диапазон регулирования напряжения по сравнению с регулированием без реверсирования.

Одной из основных характеристик переключающих устройств является быстродействие. Существенно уменьшить время коммутации позволяют статические переключатели на тиристорах. Схема такого переключателя с токоограничивающим резистором представлена на рис. 7.26. На рисунке показана регулировочная зона трансформатора, имеющая восемь отпаек, соединенных с его выходом посредством биполярных групп VS1VS8 на базе управляемых тиристоров. Кроме этого имеется тиристорная переключающая группа VS, соединенная последовательно с токоограничивающим резистором R.

Принцип работы переключателя состоит в следующем. Предположим, что первоначально открыты группы VS3 и VS10, а остальные группы закрыты. В этом случае рабочий ток протекает по цепи A-VS3-VS10-X. При переходе, например с отпайки группы VS3 на отпайку группы VS4 включается переключающая группа VS. При этом возникает циркуляционный ток в короткозамкнутой цепи R-VS-VS3-R, величина которого ограничивается резистором R. Далее, закрывается группа VS3, открывается VS4 и закрывается VS.

Аналогично выполняются другие коммутации. Биполярные тиристорные группы VS10 и VS11 производят реверсирование регулировочной зоны. Переключатель имеет усиленный блок тиристоров VS9, шунтирующий его при необходимости.

Управление переключателем осуществляет блок автоматического управления (БАУ).

Работа БАУ ограничена временем, необходимым для того, чтобы источники, питающие тиристорные группы VS1…VS11 и VS, вышли на режим, поскольку источником питания системы управления переключателя служит сам трансформатор.

Устройство РПН предусматривает режим ручного, дистанционного и автоматического управления. Последнее осуществляется автоматическим регулятором коэффициента трансформации (АРКТ), который, срабатывая, подает питание на привод. В качестве последнего находят применение приводы типа ПДП-4У, МА-1, МА-2, ПМ-2, МЗ-2 и др.

Структурная схема автоматического регулирования напряжения представлена на рис. 7.27. Для устройств РПН применяют различные системы АРКТ (АРТ-1Н, БАУРПН-2, ВЭИ и др.), но все они, как правило, содержат одни и те же элементы.

Данные системы реализуют принцип регулирования напряжения с токовой компенсацией. Регулируемое напряжение подается на вход измерительного органа (ИО) от трансформатора напряжения ТН. Устройством токовой компенсации ТК учитывается падение напряжения от тока нагрузки. Органами управления (У), выдержки времени (В) и исполнения (И) формируются необходимые команды, соответствующие принятому закону регулирования напряжения, и передаются на приводной механизм (ПМ). Последний приводит в действие переключающее устройство трансформатора Т, уменьшая или увеличивая его коэффициент трансформации.

На потребительских трансформаторных подстанциях (последних перед потребителем), как правило, устанавливаются трансформаторы, оборудованные переключателем ответвлений, позволяющим регулировать напряжение, но только при отключении трансформатора от сети. Такое использование ответвлений называется переключением без возбуждения (ПБВ) и применяется для сезонного регулирования напряжения. Регулирование напряжения осуществляется за счет изменения коэффициента трансформации трансформатора. Современные трансформаторы с ПБВ имеют пять ответвлений, позволяющих получить четыре ступени регулирования напряжения (22,5%).

Схемы переключателя ответвлений и обмоток трансформаторов с ПБВ представлены на рис. 7.28. Основной вывод 3 (рис. 7.28, б) соответствует номинальному коэффициенту трансформации (замыкание подвижным контактом К ответвлений А4, А5 (рис. 7.28, а). Если в этом положении переключателя на первичную обмотку трансформатора будет подано напряжение U₁, равное номинальному напряжению U_1ном.тр данной обмотки, то на вторичной обмотке будет напряжение U₂, равное номинальному напряжению U_2ном.тр данной обмотки. Отношение напряжений на первичной и вторичной обмотках трансформатора пропорционально отношению числа витков этих обмоток и определяет коэффициент трансформации трансформатора

Для увеличения напряжения U₂ на стороне низкого напряжения трансформатора необходимо уменьшить коэффициент трансформации (уменьшить число витков ₁), т. е. замкнуть А4, А5 (коэффициент трансформации изменится на - 2,5%) и переключиться на ответвление 4 или замкнуть А5, А6 (коэффициент трансформации изменится на -5%) и переключиться на ответвление 5. И наоборот, чтобы уменьшить напряжение U₂ необходимо переключиться на ответвление 1 или 2 (замкнуть А1, А2 или А2, А3), т. е. увеличить коэффициент трансформации соответственно на 5 или 2,5%.

Переключая ответвления, меняют величину вольтодобавки, получающейся на вторичной обмотке по отношению к номинальному напряжению электропередачи (0,38; 0,66; 6; 10 кВ и т.д.).

Добавка напряжения на любом регулировочном ответвлении определяется по формуле

где  относительная величина номинального напряжения вторичной обмотки;

 относительная величина номинального напряжения первичной обмотки с учетом выбранного ответвления.

Относительные величины номинальных напряжений определяются

где U_i – напряжение на i-й обмотке трансформатора;

U_iном – номинальное напряжение электропередачи со стороны i-й обмотки трансформатора.

Так, например, если напряжение, подведенное к трансформатору, равно U₁ = U_1ном.тр = 10 кВ, а переключатель ответвлений установлен на отметку 0% (положение 3), то =U₁ /U_1ном=10/10 =1. На вторичной обмотке будет напряжение, равное U₂ = U_2ном.тр = = 0,4. кВ. В этом случае относительное номинальное напряжение обмотки равно = U₂ /U_2ном = 0,4/0,38 = 1,0526. При этом добавка напряжения

Если напряжение на трансформаторе увеличить на 5%, т.е. U₁ = 10,5 кВ, а переключатель установить на отметке +5% (положение 1), т.е. коэффициент трансформации увеличить тоже на 5% по отношению к номинальному, то на вторичной обмотке трансформатора напряжение будет равно U₂ = U_2ном.тр = 0,4 кВ. Относительные напряжения будут равны = U₂ /U_2ном = 0,4/0,38 = 1,0526 и = U₁ /U_1ном = 10,5/10 = 1,05. Добавка напряжения в этом случае составит .

Для трансформаторов с коэффициентами трансформации 6…20/0,4 кВ значения добавок напряжения приведены в табл. 7.6.

Таблица 7. 6