2. Способи і засоби регулювання напруги в електричних мережах

Регулювання напруги в електричних мережах можна здійснювати, змінюючи:

а) напругу генераторів електростанцій;

б) коефіцієнт трансформації трансформаторів і автотрансформаторів;

в) параметри живильної мережі;

г) величину реактивної потужності, що протікає по мережі.

Застосуванням перерахованих способів забезпечується централізоване регулювання напруги, однак останні три з них можуть бути застосовані і для місцевого регулювання.

Розглянемо докладніше способи регулювання напруги, застосовувані в електричних мережах.

2.1. Регулювання напруги в мережах генераторами електростанцій

Генератори електростанцій енергетичних систем працюють на загальну електричну мережу і тому режим їх роботи підлеглий загаль-ним вимогам, пропонованим до електричних систем. Так, наприклад, виходячи з умови забезпечення розрахункового рівня напруги у вузло-вих точках електричних мереж, електростанціям поряд із завданням щодо вироблення активної потужності задаються також графіки генерації реактивної потужності: максимальної – у ранковий і вечірній максимуми активного навантаження і мінімальної – у нічний час.

Генератори, що працюють у блоках з підвищувальними трансформаторами, не мають безпосереднього зв'язку з розподільними мережами генераторної напруги, а навантаження власних потреб, як правило, живляться через трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням (РПН). Тому широка зміна генерації реактивної потужності і пов'язана з цим значна зміна напруги на затискачах генераторів не викликають особливих ускладнень. Звичайно на блокових генераторах використовують повну можливу межу зміни напруги відповідно до ПТЕ: від -5% до +10% U_н.

На генераторах, що працюють на шини генераторної напруги з приєднаною до них розподільною мережею, напруга регулюється в менших межах, тому що глибока зміна напруги виявилася б неприйнятною для споживачів. При регулюванні реактивної потужності на цих генераторах за графіком навантаження системи рівень напруги на шинах, необхідний для нормальної роботи споживачів, досягається зміною коефіцієнта трансформації трансформаторів з РПН, що зв'язують генератори з мережею ВН.

У тих випадках, коли трансформатори зв'язку генераторів з мережею ВН не мають РПН, регулювання напруги на шинах генераторної напруги здійснюється зміною збудження генераторів, з одночасною (автоматичною) зміною їхньої реактивної потужності. Регулювання – зустрічне і здійснюється за добовим графіком напруги, що задається диспетчером електричних мереж.

2.2. Регулювання напруги зміною коефіцієнта трансформації трансформаторів

Міські і сільські розподільні мережі напругою 6–10 кВ, як правило, обладнані трансформаторами невеликої потужності (до 400–630 кВА), у яких коефіцієнт трансформації в межах ±5% змінюється переключенням відгалужень обмотки ВН при відключеному від мережі трансформаторі, тобто без збудження трансформатора (ПБЗ). Тому коефіцієнт трансформації цих трансформаторів змінюють тільки або при зміні схеми електропостачання, або при переході від сезонних максимальних навантажень до мінімальних і навпаки, тобто здійснюється сезонне регулювання. Добове регулювання напруги в цих мережах покладається на ЦЖ. Належний коефіцієнт трансформації на тривалий сезонний період вибирають, виходячи з рівня напруги на шинах ЦЖ і втрат напруги в розподільній мережі.

Для забезпечення централізованого добового регулювання напруги на підстанціях, що живлять розподільні мережі, встановлюють трансформатори з РПН, переключення відгалужень у яких здійснюється без перерви електропостачання споживачів. Трансформатори забезпечуються апаратурою автоматичного регулювання – регуляторами напруги, що входять у комплектне постачання. Регулятори напруги можуть бути налаштовані як для здійснення зустрічного регулювання, так і для стабілізації напруги на заданому рівні.

Вбудовані регулювальні пристрої в трансформаторах напругою 35…330 кВ розміщуються в нейтралі обмоток ВН. Діапазон регулювання напруги ±12% чи ±16% від номінальної напруги, ступенями по 1,5% чи 1,78%. Триобмоткові трансформатори 110 і 220 кВ виготовляються з РПН тільки на обмотці ВН, а обмотка СН має в ідгалуження для зміни коефіцієнта трансформації ± 2 х 2,5 %, що переключаються без збудження трансформатора (ПБЗ). Тому в тих випадках, коли характери добових графіків навантаження на НН і СН неоднакові, послідовно з обмоткою СН включають лінійні регулювальні автотрансформатори.

На рис. 3 наведена схема регулювання напруги для трансформатора 110 кВ з діапазоном регулювання ±16% номінальної напруги.

О бмотка ВН трансформатора складається з нерегульованої частини обмотки Аb, ступеня грубого регулювання bс і регулювальної обмотки be, яка складається з 9 ступенів. Кожен ступінь регулювальної обмотки містить 1,78% витків загального числа витків обмотки Ас. Ступінь грубого регулювання за числом витків рівноцінний регулювальній обмотці.

Триобмоткові автотрансформа-тори 220…330 кВ випускаються з вбудованими пристроями РПН для регулювання напруги на стороні СН у лінії. Діапазон регулювання ±12% ступенями – не більш 2% U_н.

На рис. 4 наведена схема регулювання для однієї фази трифазного автотрансформатора 330/110 кВ.

Переключення відгалужень відбувається в такому порядку. При переході зі ступеня а на ступінь b спочатку розмикається робочий контакт 1, далі допоміжний контакт 2 (струм навантаження протікає через лівий опір R), далі замикається дугогасильний контакт 3', що утворює міст (зрівняльний струм протікає через обидва опори R і R'), і слідом за цим розмикається дугогасильний контакт 3, переводячи струм навантаження на праве плече; далі замикаються послідовно контакти 2' і 1', чим і створюється нове робоче положення. Перехід з відгалуження b на відгалуження а відбувається в аналогічному порядку.

Зміна коефіцієнта трансформації між ВН і СН переключенням відгалужень у лінії СН не змінює співвідношення напруг між обмотками ВН і НН. Тому автотрансформатори такої конструкції мають великі експлуатаційні переваги перед автотрансформаторами з регулюванням напруги в нейтралі загальної обмотки. В останньому випадку, як відомо, при переключенні відгалужень відбувається одночасна зміна числа витків обмоток ВН і СН, що приводить до зміни співвідношення напруг між обмотками ВН і НН: при збільшенні напруги на обмотці СН напруга на обмотці НН зменшується, і, навпаки, при зниженні напруги обмотки СН напруга обмотки НН збільшується. Це приводить до неможливості приєднання навантаження до обмотки НН без установки послідовно з нею лінійного регулювального автотрансформатора навіть при збігу графіків навантажень на обмотках СН і НН.

Л інійні регулювальні автотрансформатори потуж-ністю 16…100 MBА напругою 6…35 кВ, а також 63…125 MBA 110 кВ призначаються для установки послідовно з нерегульовани-ми обмотками трансформато-рів, а також безпосередньо в лініях електропередачі.

На рис. 5 дана схема одні-єї фази лінійного трифазного регулювального автотранс-форматора 10…35 кВ типу ЛТДН з реверсуванням регулювальної обмотки.

Діапазон регулювання лінійних автотрансформаторів ±15% U_н. Від регулювальної автотрансформаторної обмотки AT через контакти вибірки ступенів И₁ і И₂ живиться обмотка збудження В послідовного трансформатора ПТр. В обмотці цього трансформатора, яка включена послідовно у лінії, наводиться додаткова ЕРС, величина якої залежить від положення контактів вибірки ступенів на регулювальній обмотці, а напрямок – від положення перемикача її реверсування.

Встановлення лінійних регулювальних автотрансформаторів (РАТ) 35–110 кВ безпосередньо в лініях передачі дозволяє забезпечити додатково до місцевого централізоване регулювання напруги для груп споживачів, приєднаних до цих ліній. Установка РАТ доцільна на початку ліній, тому що в цих випадках буде забезпечена передача енергії при більш високому рівні напруги.

Для регулювання напруги в лініях сільських електричних мереж, а також для групового чи індивідуального регулювання в електроустановках промпідприємств можуть бути застосовані лінійні регулювальні автотрансформатори малої потужності 400…630 кВА, напругою 6…35 кВ чи 1600…6300 кВА, напругою 6…10 кВ.

Повна ефективність регулювання напруги зміною коефіцієнта трансформації може бути реалізована лише у разі наявності достатнього резерву реактивної потужності. Так, наприклад, при підвищенні напруги в будь-якому пункті розподільної мережі шляхом переключення відгалужень трансформаторів реактивна потужність, що споживана електроприймачами, збільшиться. Якщо в даному пункті мережі резерв реактивної потужності відсутній, то її приріст буде відбуватися за рахунок передачі реактивної потужності з центра системи по лініях електропередачі. Втрати потужності і напруги в живильній мережі збільшаться, а рівень напруги в ній знизиться. Знизиться напруга і на шинах ВН регульованої підстанції, а це, у свою чергу, викликає необхідність подальшого переключення відгалужень. Зрозуміло, що ступінь ефективності буде залежати від величини нестачі реактивної потужності, що утворився, і відстані підстанції до джерел живлення.