Регулирование напряжения в распределительных сетях 6-20 кВ

Задача оптимизации режима напряжений в распределительных сетях напряжением 6-20 кВ является весьма важной, поскольку эти сети находятся в непосредственной электрической близости от потребителей. В таких сетях, называемых еще сетевыми районами, электроэнергия к потребителям распределяется от ЦП, под которыми понимаются шины распределительных устройств вторичного напряжения (6…20 кВ) понижающих подстанций ЭЭС.

Схема сетевого района представляет собой разомкнутую радиально-магистральную или петлевую сеть. Трансформация электроэнергии на низшую ступень напряжения 0,4 кВ осуществляется через распределительные трансформаторы с устройствами ПБВ.

Сетевые районы представляют собой фактически индивидуальные системы электроснабжения городских, сельскохозяйственных или промышленных потребителей и в этом отношении являются взаимно независимыми подсистемами низшей ступени иерархической структуры ЭЭС. Связь каждого сетевого района с электрической сетью более высокого уровня осуществляется через шины ЦП.

Возможности активного воздействия на режим напряжения в сетевом районе оказываются весьма ограниченными. Одной из причин такой ограниченности является массовость сетевых районов. В одной региональной ЭЭС насчитываются десятки сетевых районов, тысячи подстанций 6...20/0,4 кВ. Поэтому в сетевых районах целесообразны наиболее простые и дешевые средства регулирования напряжения – трансформаторы с ПБВ и нерегулируемые батареи конденсаторов.

Другой причиной является отсутствие точной исходной информации о параметрах режимов сетей. Такая информация может быть получена либо в результате наблюдения эксплуатационным персоналом за показывающими и регистрирующими приборами, либо автоматически от устройств телемеханики. Оба способа получения информации от сотен узлов сетевого района не представляются реальными. В силу малочисленности эксплуатационного персонала не всякий сетевой район может позволить себе не только постоянное наблюдение за приборами, но даже проведение единовременных контрольных замеров режимных параметров на каждой подстанции района. Оснащение сетевого района средствами телеизмерений и телесигнализации потребует экономически неоправданных затрат на эти средства.

Таким образом, фактические данные о режиме сетевого района по напряжению на каждый момент времени отсутствуют. Имеются лишь более или менее достоверные данные о максимальных и минимальных нагрузках узлов и сетевого района в целом.

При сложившейся ситуации оперативное управление режимом сетевого района по напряжению сосредоточивается в ЦП. Закон регулирования напряжения в ЦП определяется [4]: устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах 6...20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 1,05U_ном в период наибольших нагрузок и не выше U_ном в период наименьших нагрузок этих сетей.

Регулирование напряжения в ЦП распределительной сети называется централизованным регулированием напряжения. Регулирование, при котором напряжение на шинах ЦП в период наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок уменьшается, называется встречным регулированием напряжения.

Рассмотрим подробнее принцип встречного регулирования напряжения в ЦП сетевого района. На рис. 7.7 показана упрощенная схема сетевого района. От шин ЦП через распределительный трансформатор с сопротивлением Z _РТ получают питание ближние потребители электроэнергии БП. От шин ЦП отходит линия сопротивлением Z _л, в конце которой через распределительный трансформатор с сопротивлением Z _РТ подключены дальние потребители электроэнергии ДП.

Напряжение у ближнего потребителя БП составляет

U _б= U _цп–D U _рт, (7.10)

где U _цп – напряжение в ЦП;

D U _рт – потеря напряжения в распределительном трансформаторе.

Рис. 7.7. Схема сети и эпюры напряжений, поясняющие принцип встречного регулирования напряжения

Напряжение у дальнего потребителя ДП составляет

U _д= U _цп–D U _л–D U _рт, (7.11)

где D U _л – потеря напряжения в сопротивлении линии Z _л.

Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые значения отклонений напряжения у потребителей находятся в диапазоне + 5 % U _ном. При поддержании в ЦП напряжения, равного номинальному U _цп= U _ном, изменения напряжения от ЦП до БП и ДП, вычисленные по (7.10) и (7.11), характеризуются эпюрами 1 для режима максимальной нагрузки и эпюрами 2 для режима минимальной нагрузки. Из этих эпюр видно, что напряжение у БП в режимах минимальной и максимальной нагрузок находится в допустимых пределах. В режиме минимальной нагрузки напряжение у ДП находится в допустимых пределах. В режиме максимальной нагрузки напряжение у ДП ниже допустимого значения.

Для поддержания допустимого уровня напряжения у дальних потребителей в режиме максимальной нагрузки необходимо повысить напряжение в ЦП. При увеличении напряжения в ЦП до значения U _цп=1,05 U _ном изменения напряжений в сети до ближнего и дальнего потребителей характеризуются эпюрами 3. В этом случае напряжения у дальнего и ближнего потребителей находятся в допустимых пределах.

Таким образом, напряжение на шинах ЦП в режиме максимальной нагрузки необходимо поддерживать не ниже 1,05 U _ном, а в режиме минимальной нагрузки – на уровне U _ном.

В ряде случаев централизованное встречное регулирование не может обеспечить требуемый уровень напряжения. Это обусловлено различными параметрами линий, отходящих от ЦП, и неоднородностью графиков нагрузки различных потребителей. В таких случаях необходимо использовать местное регулирование напряжения у потребителей, для которых не обеспечивается требуемый уровень напряжения.

В качестве средств местного регулирования напряжения могут использоваться регулировочные трансформаторы, компенсирующие устройства, установки продольной компенсации. Выбор того или иного средства регулирования напряжения должен быть обоснован техническо-экономическими расчетами.

Как правило, регулировочные трансформаторы TL целесообразно устанавливать в ЦП для регулирования напряжения у отдельной группы потребителей. Такая схема показана на рис. 7.8, а. Потребители группы В существенно отличаются по удаленности, мощности и графику нагрузки от потребителей группы А.

Для местного регулирования напряжения у мощных и удаленных нагрузок целесообразно использовать компенсирующие устройства Q _к (рис. 7.8, б). Установка компенсирующего устройства разгружает сеть от реактивной мощности, уменьшает потери напряжения в сети и, как следствие, улучшает режим напряжения не только у удаленного потребителя, но и во всей сети.

а) б)

Рис. 7.8. Схемы местного регулирования напряжения

Использование продольной компенсации, т. е. конденсаторов, включаемых в рассечку линии (рис. 7.8, б), позволяет скомпенсировать индуктивное сопротивление линий Х_L, за счет этого уменьшить потери напряжения и улучшить режим напряжения в сети.

Результирующее реактивное сопротивление линий при продольной компенсации составляет

X=X_L – Х_С. (7.12)

Такое средство регулирования напряжения в распределительных сетях применяется редко, поскольку установки продольной компенсации являются достаточно дорогими, сложными в эксплуатации, нуждаются в специальной защите от токов короткого замыкания.