Влияние несимметричных режимов системы электроснабжения на не симметрию напряжения и токов трехфазных систем

Симметричная трехфазная система напряжений характеризуется одинаковыми по модулю и фазе напряжениями во всех трех фазах. При несимметричных режимах напряжения в разных фазах не равны.

Несимметричные режимы в электрических сетях возникают по следующим причинам:

1) неодинаковые нагрузки в различных фазах,

2) неполно фазная работа линий или других элементов в сети,

3) различные параметры линий в разных фазах.

Наиболее часто не симметрия напряжений возникает из-за неравенства нагрузок фаз. Поскольку основной причиной не симметрии напряжения является различие по фазам (несимметричная нагрузка), то это явление наиболее характерно для низковольтных электрических сетей 0,4 кВ.

В городских и сельских сетях 0,4 кВне симметрия напряжений вызывается в основном подключением однофазных осветительных и бытовых электроприемников малой мощности. Количество таких однофазных электроприемников велико, и их нужно равномерно распределять по фазам для уменьшения не симметрии.

В сетях высокого напряжения не симметрия вызывается, как правило, наличием мощных однофазных электроприемников, а в ряде случаев и трехфазных электроприемников с неодинаковым потреблением в фазах. К последним относятся дуговые сталеплавильные печи. Основные источники не симметрии в промышленных сетях 0,38—10 кВ — это однофазные термические установки, рудотермические печи, индукционные плавильные печи, печи сопротивления и различные нагревательные установки. Кроме того, несимметричные электроприемники — это сварочные аппараты различной мощности. Тяговые подстанции электрифицированного на переменном токе железнодорожного транспорта являются мощным источником не симметрии, так как электровозы — однофазные электроприемники. Мощность отдельных однофазных электроприемников в настоящее время достигает нескольких мегаватт.

Различают два вида не симметрии: систематическую и вероятностную, или случайную. Систематическая не симметрия обусловлена неравномерной постоянной перегрузкой одной из фаз, вероятностная не симметрия соответствует непостоянным нагрузкам, при которых в разное время перегружаются разные фазы в зависимости от случайных факторов (перемежающаяся не симметрия).

Неполно фазная работа элементов сети вызывается кратковременным отключением одной или двух фаз при коротких замыканиях либо более длительным отключением при пофазных ремонтах. Одиночную линию можно оборудовать устройствами пофазного управления, которые отключают поврежденную фазу линии в тех случаях, когда действие АПВ оказывается неуспешным из-за устойчивого короткого замыкания.

В подавляющем большинстве устойчивые короткие замыкания однофазные. При этом отключение поврежденной фазы приводит к сохранению двух других фаз линии в работе.

В сети с заземленной нейтралью электроснабжение по неполно фазной линии может оказаться допустимым и позволяет отказаться от строительства второй цепи линии. Неполно фазные режимы могут возникать и при отключении трансформаторов.

В некоторых случаях для группы, составленной из однофазных трансформаторов, при аварийном отключении одной фазы может оказаться допустимым электроснабжение по двум фазам. В этом случае не требуется установка резервной фазы, особенно при наличии двух групп однофазных трансформаторов на подстанции.

Неравенство параметров линий по фазам имеет место, например, при отсутствии транспозиции на линиях или удлиненных ее циклах. Транспозиционные опоры ненадежны и являются источниками аварий. Уменьшение числа транспозиционных опор на линии уменьшает ее повреждаемость и повышает надежность. В этом случае ухудшается выравнивание параметров фаз линии, для которого обычно и применяется транспозиция.

Влияние не симметрии напряжений и токов

Появление напряжений и токов обратной и нулевой последовательности U2, U0, I2, I0 приводит к дополнительным потерям мощности и энергии, а также потерям напряжения в сети, что ухудшает режимы и технико-экономические показатели ее работы. Токи обратной и нулевой последовательностей I2, I0 увеличивают потери в продольных ветвях сети, а напряжения и токи этих же последовательностей — в поперечных ветвях.

Наложение U2 и U0 приводит к разным дополнительным отклонениям напряжения в различных фазах. В результате напряжения могут выйти за допустимые пределы. Наложение I2 и I0 приводит к увеличению суммарных токов в отдельных фазах элементов сети. При этом ухудшаются условия их нагрева и уменьшается пропускная способность.

Не симметрия отрицательно сказывается на рабочие и технико-экономические характеристики вращающихся электрических машин. Ток прямой последовательности в статоре создает магнитное поле, вращающееся с синхронной частотой в направлении вращения ротора. Токи обратной последовательности в статоре создают магнитное поле, вращающееся относительно ротора с двойной синхронной частотой в направлении, противоположном вращению. Из-за этих токов двойной частоты в электрической машине возникают тормозной электромагнитный момент и дополнительный нагрев, главным образом ротора, приводящие к сокращению срока службы изоляции.

В асинхронных двигателях возникают дополнительные потери в статоре. В ряде случаев приходится при проектировании увеличивать номинальную мощность электродвигателей, если не принимать специальные меры по симметрированию напряжения.

В синхронных машинах кроме дополнительных потерь и нагрева статора и ротора могут начаться опасные вибрации. Из-за не симметрии сокращается срок службы изоляции трансформаторов, синхронные двигатели и батарей конденсаторов уменьшают выработку реактивной мощности.

Не симметрия напряжения в цепи питания осветительной нагрузки приводит к тому, что световой поток светильников одной фазы (фаз) уменьшается, а другой фазы — увеличивается, снижается срок службы ламп. На одно- и двухфазные электроприемникине симметрия воздействует как отклонение напряжения.

Суммарный ущерб, обусловленный не симметрией в промышленных сетях, включает стоимость дополнительных потерь электроэнергии, увеличение отчислений на реновацию от капитальных затрат, технологический ущерб, ущерб, обусловленный снижением светового потока ламп, установленных в фазах с пониженным напряжением, и сокращением срока службы ламп, установленных в фазах с повышенным напряжением, ущерб из-за уменьшения реактивной мощности, генерируемой конденсаторными батареями и синхронными двигателями.

Не симметрия напряжений характеризуется коэффициентом обратной последовательности напряжений и коэффициентом нулевой последовательности напряжений, нормальное и максимальное допустимые значения которых составляют 2 и 4 %.

Симметрирование напряжений в сети сводится к компенсации тока и напряжения обратной последовательности.

При стабильном графике нагрузок снижение систематической не симметрии напряжений в сети может быть достигнуто выравниванием нагрузок фаз путем переключения части нагрузок с перегруженной фазы на ненагруженную.

Рациональное перераспределение нагрузок не всегда позволяет снизить коэффициент не симметрии напряжений до допустимого значения (например, когда часть мощных однофазных электроприемников работает по условиям технологии не все время, а также при профилактических и капитальных ремонтах). В этих случаях необходимо применять специальные симметрирующие устройства.

Известно большое число схем симметрирующих устройств, часть из них выполняется управляемыми в зависимости от характера графика нагрузки.

Для симметрирования однофазных нагрузок применяется схема, состоящая из индуктивности и емкости. Нагрузка и включенная параллельно ей емкость включаются на линейное напряжение. На два других линейных напряжения включаются индуктивность и еще одна емкость.

Для симметрирования двух- и трехфазных несимметричных нагрузок применяется схема с неодинаковыми мощностями батарей конденсаторов, включенными в треугольник. Иногда применяют симметрирующие устройства со специальными трансформаторами и автотрансформаторами.

Поскольку симметрирующие устройства содержат батареи конденсаторов, целесообразно применять такие схемы, в которых одновременно симметрируется режим и генерируется Q с целью ее компенсации. Устройства для одновременного симметрирования режима и компенсации Q находятся в стадии разработки.

Снижение не симметрии в четырехпроводных городских сетях 0,38 кВ можно осуществлять путем уменьшения тока нулевой последовательности I0 и снижения сопротивления нулевой последовательности Z0 в элементах сети.

Уменьшение тока нулевой последовательности I0 в первую очередь достигается перераспределением нагрузок. Выравнивание нагрузок достигается использованием сетей, в которых все или часть трансформаторов работают параллельно на стороне низкого напряжения. Снижение сопротивления нулевой последовательности Z0 можно легко осуществить для воздушных линий 0,38 кВ, которые обычно сооружаются в районах с малой плотностью нагрузки. Целесообразность уменьшения Z0 для кабельных линий, т. е. увеличения сечения нулевого провода, должна быть специально обоснована соответствующими технико-экономическими расчетами.

Существенное влияние на не симметрию напряжений в сети оказывает схема соединения обмоток распределительного трансформатора6—10/0,4 кВ. Большинство распределительных трансформаторов, установленных в сетях, имеют схему звезда — звезда с нулем (У/Уо). Такие распределительные трансформаторы дешевле, но у них велико сопротивление нулевой последовательности Z0.

Для снижения не симметрии напряжений, вызываемой распределительными трансформаторами, целесообразно применять схемы соединения треугольник— звезда с нулем (Д/Уо) или звезда—зигзаг (У/Z). Наиболее благоприятно для снижения не симметрии применение схемы У/Z. Распределительные трансформаторы с таким соединением более дорогие, и изготовление их очень трудоемко. Поэтому их надо применять при большой не симметрии, обусловленной не симметрией нагрузок и сопротивление нулевой последовательности Z0 линий.

 

3 Влияние работы турбины с учетом механической нагрузки на валу на колебание частоты в сети. Рис. 1. Характеристики регулятора частоты вращения турбины: а — характеристика парораспределения, б- зависимость положения сервомотора от частоты вращения, в — зависимость крутящего момента Мкр и момента сопротивления Мс от частоты вращения турбины (режим холостого хода)

Каждая турбина имеет регулятор частоты вращения (РЧВ), который поставляется вместе с турбиной. Этот регулятор имеет чувствительный элемент, связанный с валом турбины и вырабатывающий сигнал, пропорциональный отклонению частоты вращения от заданного, причем заданная частота для данного типа турбины всегда постоянна (в СССР принято 3000 или 1500 об/мин). Сигнал отклонения частоты поступает на регулятор, воздействующий на сервомотор ЦВД, который управляет перемещением регулирующих клапанов турбины. При увеличении частоты вращения клапаны прикрываются, а при уменьшении открываются, при этом меняется расход пара на турбину, а, следовательно, и ее мощность. Зависимость электрической мощности турбины N от положения вала сервомотора z при номинальном давлении перед турбиной называется характеристикой парораспределения и имеет вид, изображенный на рис. 1, а. При отклонении давления от номинального электрическая мощность турбины изменяется приблизительно пропорционально давлению:   (уравнение 1) где N(z,p)—электрическая мощность при положении вала сервомотора z и давлении р\ NH (z, /Рн) — электрическая мощность при номинальном давлении р. К работе РЧВ предъявляется ряд жестких требований, обусловленных режимом работы турбогенераторов: 1. высокое быстродействие и динамическая точность: при уменьшении электрической нагрузки турбогенератора от номинальной мощности до уровня собственных нужд (около 10% номинальной) регулятор не должен допускать увеличение частоты вращения более чем на 5—10% на время более 1—2 с; 2. большие развиваемые усилия (до 300000 Н) и быстрое перемещение штоков клапанов, регулирующих расходы пара до 300 кг/с; 3. малая зона статической нечувствительности, требуемая для качественного регулирования частоты сети: в современных системах она составляет 1,5—5 об/мин (т. е. 0,05—0,15% значения регулируемой величины). Этим требованиям удовлетворяют специальные гидравлические или электрогидравлические автоматические системы регулирования, разрабатываемые и поставляемые вместе с турбиной. Привод клапанов осуществляется с помощью гидравлических поршневых сервомоторов, работающих на давлениях рабочей жидкости (масла или воды) до 1 МПа. Все регуляторы турбин реализуют пропорциональный закон регулирования, т. е. перемещение вала сервомотора z пропорционально отклонению частоты вращения п от номинала, и следуют линейной зависимости (рис. 1,б).

Перемещение сервомотора при изменении п может быть рассчитано по уравнению
(уравнение2)
где п3— номинальная частота вращения; б — степень неравномерности, %, zо — номинальное открытие клапана при п=п3.
Для возможности изменения мощности турбины при неизменном числе ее оборотов п в РЧВ имеется механизм управления турбиной (МУТ) или синхронизатор. При воздействии на МУТ можно изменять в уравнении (2) значение п3 (или, что эквивалентно, значение Zo), смещая зависимости рис. 1,6 параллельно самим себе Обычно с помощью МУТ можно менять п3 на 10—12% (этот диапазон иногда называют пределами синхронизации).
Роль РЧВ существенно зависит от того, включен ли турбогенератор в сеть или работает изолированно (на собственные нужды) Если турбогенератор работает на сеть, то частота его вращения п жестко задается частотой сети f и равна n=60f (для турбин с пн= = 3000об/мин) или п=30/(для турбин с пн= 1500 об /мин) Поэтому воздействие на МУТ приводит к изменению мощности турбины при постоянной частоте вращения (для простоты мы рассматриваем случай, когда суммарная мощность работающих в сети генераторов много больше мощности рассматриваемого генератора). Такое воздействие на МУТ может осуществляться дистанционно оператором или автоматическими регуляторами. Влияние МУТ можно проследить на рис. 1,6, где при изменении с помощью МУТ характеристики сервомотора (линии 1 и 2) его положение г при неизменном числе оборотов меняется от 0,2 до 0,5.

При несоответствии производимой и потребляемой в сети мощности меняется частота, а, следовательно, и положение регулирующих клапанов всех турбин в соответствии с рис. 1,6 и уравнением (2). При снижении частоты клапаны открываются и мощность турбогенераторов возрастет. Турбины, предназначенные для работы в базисном режиме, обычно имеют большую степень неравномерности, и перемещение их клапанов меньше, чем у турбин, работающих в регулирующем режиме и имеющих меньшие степени неравномерности. Заметим, что при неизменной мощности реактора увеличение мощности турбины будет временным, так как при возрастании расхода пара на турбину его давление будет падать, что в соответствии с уравнением (1) поведет к снижению мощности до тех пор, пока расход пара не возвратится к прежнему значению. Поэтому, если необходимо, чтобы данный турбогенератор при отклонении частоты сохранял новую мощность в течение длительного времени, следует менять и мощность реактора. Кратковременное изменение мощности всех турбин (в том числе работающих в базисном режиме), происходящее при резких колебаниях частоты системы, является полезным, так как помогает отработке возмущений турбинами, работающими в регулирующем режиме. Это является одной из причин, по которой неравномерность не должна превышать указанного выше значения 6%.

 

При отключенном от сети генераторе турбина работает либо в режиме холостого хода (выработка электроэнергии не производится), либо на собственные нужды. Режим холостого хода обычно осуществляется при пуске турбогенератора, когда происходит толчок ротора и увеличение частоты вращения вплоть до номинальной, соответствующей частоте сети. При этом частота вращения турбины зависит от соотношения крутящего момента Мкр, определяемого расходом пара и момента сопротивления вращению Мс (рис. 1,в). Момент сопротивления увеличивается с возрастанием частоты вращения, а крутящий момент падает. Поэтому при данном открытии регулирующих клапанов устанавливается частота вращения, при которой эти моменты равны (точка, а рис. 1,в). Если увеличить открытие регулирующих клапанов, расход пара и крутящий момент: увеличатся, что приведет к увеличению частоты вращения, пока момент сопротивления не уравновесит крутящий момент (точка б). Как точка а, так и точка б являются устойчивыми, так как в них МКр=Мс, а при случайном увеличении частоты вращения момент Мс становится больше Мкр, что приведет к торможению ротора турбины и возврату к прежнему значению. При уменьшении скорости ротора Мс<Мкр, что приведет к разгону ротора. При подходе к номинальной частоте вращения включается РЧВ, который поддерживает установленную МУТ частоту вращения внутри пределов синхронизации 0,94—1,6 пн. Перед включением генератора в сеть необходимо провести его синхронизацию, т. е. добиться точного совпадения частоты напряжения, вырабатываемого генератором, с частотой сети. Это осуществляется небольшим перемещением МУТ (что и объясняет его другое название — синхронизатор), после совпадения частот, определяемого Специальным прибором — синхроскопом, генератор включается в сеть. В современных системах синхронизация и включение генератора в сеть производятся автоматически.

 

Если напряжение или частота сети отклоняется от номинала на недопустимые величины, генератор специальными защитами отключается от сети. При этом мощность и момент сопротивления генератора резко уменьшаются и ротор турбины увеличивает частоту вращения. В этом режиме РЧВ должен быстро (за время менее 1 с) прикрыть регулирующие клапаны до значения, соответствующего уровню собственных нужд г=20ч-25% (рис. 1,а), не допустив увеличения частоты вращения более чем на 5—10%, после чего РЧВ поддерживает постоянную частоту вращения, а следовательно, и частоту напряжения сети собственных нужд при любых колебаниях ее нагрузки.