Лекция №11

2

Вслучае применения указанных аппаратов (см. рис.11.1,а-б) централизованное регулирование напряжения производится одновременно для всех линий распределительной сети, присоединенных к шинам данного ЦП. Поэтому эти схемы централизованного регулирования могут обеспечить требуемое качество напряжения у электроприемников только в тех случаях, когда

кшинам ЦП присоединяются линии распределительной сети, питающие однородных потребителей. Под однородными потребителями понимаются группы электроприемников, для которых графики изменения нагрузок во времени являются практически однотипными.

Вслучае присоединения к ЦП линий распределительной сети, питающих разнородных потребителей, следует применять так называемые схемы группового централизованного регулирования. При этом линии, присоединенные к ЦП, разделяются на группы в соответствии с характером питаемых ими потребителей. На рис.11.1,г изображена схема такого регулирования, когда линии группы А и линии группы Б присоединяются к разным секциям шин ЦП. Каждая из секций, шин питается отдельным трансформатором с РПН.

При наличии на подстанции только одного трансформатора с РПН схемы группового централизованного регулирования могут быть выполнены, например, в соответствии со схемами, изображенными на рис.11.1, д и е. В этих случаях группа потребителей Б питается от трансформатора без РПН, а централизованное регулирование напряжения для нее осуществляется синхронным компенсатором СК или линейным регулятором ЛР соответственно.

Схемы, изображенные на рис.11.1,г - е, целесообразно использовать в тех случаях, когда мощности нагрузки линий группы А и линий группы Б примерно одинаковы. Если же, например, мощность нагрузки линий группы Б значительно меньше мощности нагрузки линий группы А, то в этом случае целесообразнее применять схему, изображенную на рис.11.1,ж. Здесь основная нагрузка подстанции (линии группы А) обеспечивается централизованным регулированием напряжения от основного трансформатора с РПН, а линии группы Б с меньшей нагрузкой обеспечиваются централизованным регулированием напряжения от дополнительного линейного регулятора ЛР.

Если потребители с неоднородной нагрузкой рассредоточены вдоль различных линий распределительной сети, то на ЦП нельзя или затруднительно разделить эти линии на указанные выше группы. В этих случаях на шинах ЦП следует применять централизованное регулирование напряжения в соответствии с условиями, требуемыми для той группы однородных потребителей, которые имеют наибольшую долю в общей нагрузке линий, присоединенных к данному ЦП. Для обеспечения должного качества напряжения у остальных потребителей, получающих питание от этого ЦП, должны использоваться средства местного регулирования напряжения.

4

Из анализа графиков отклонений напряжения, изображенных на рис.11.2, видно, что наиболее благоприятные условия работы распределительной сети имеют, место при встречном регулировании напряжения в ЦП. При этом диапазон изменения напряжения в различных пунктах сети может быть получен наименьшим. В связи с этим ПУЭ рекомендуют на шинах ЦП обеспечивать, как правило, встречное регулирование напряжения - в режиме

наибольших нагрузок VЦПНБ 5% и в режиме наименьших нагрузок

VЦПНМ 0% .

Регулирование напряжения может производиться вручную, когда управление регулирующими устройствами осуществляется эксплуатационным персоналом электростанций и подстанций, и автоматически, без участия человека. В современных отечественных и зарубежных, ЭЭС повсеместно совершается переход к автоматизации управления, причем регулирование напряжения становится одной из функций автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергообъектов - электростанций и подстанций, а также автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) различного уровня - сетевого района, предприятия электрических сетей, районных, объединенных и единых энергосистем [4].

АСДУ в электроэнергетике строятся по иерархическому принципу. На нижних уровнях управления (энергообъекты) регулирующие устройства оснащаются системами автоматического регулирования (CAP), которые поддерживают на неизменном уровне или меняют по заданной зависимости величину режимного параметра (напряжение, реактивная мощность) регулирующего устройства. К таким CAP относятся, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) генераторов и синхронных компенсаторов, автоматические регуляторы напряжения трансформаторов (АРНТ). CAP действует на основе информации, измеренной в непосредственной близости от места установки регулирующего устройства, например на основе измерения напряжения на шинах регулирующего устройства, токов в присоединениях к этим шинам. Поэтому CAP осуществляют локальное, местное регулирование напряжения.

Централизованным называется регулирование напряжения с целью достижения системного эффекта. Оно осуществляется координацией действия локальных CAP .

«Локальное» и «централизованное» регулирование относительны и определяются уровнем управления в иерархической системе. Так, централизованное управление на конкретном энергообъекте или в конкретной распределительной сети будет локальным с точки зрения районной энергосистемы.

Следует отметить, что регулирование напряжения на верхних иерархических уровнях АСДУ связано с централизацией сбора информации от

5

энергообъектов, удаленных от диспетчерского центра энергосистемы на значительные расстояния. Сложности сбора и обработки информации, а также высокая ответственность решений, принимаемых на верхних уровнях управления, затрудняют внедрение автоматического централизованного регулирования напряжения в пределах районных и объединенных энергосистем.

Сказанное об автоматизации регулирования напряжения иллюстрируется рис.11.3. Там условно показаны устройства регулирования УР (генератор, СК, регулируемая КБ, автотрансформатор с РПН), установленные на энергообъектах. Локальные CAP реагируют на местные режимные параметры и воздействуют на УР. Верхний иерархический уровень управления (АСДУ) осуществляет централизованное регулирование напряжения, воздействуя на CAP. Стрелками показаны направления передачи информации.

Итак, достижение целей регулирования напряжения обеспечивается воздействием на регулирующие устройства в соответствии с определенным законом управления, который указывает, как должен изменяться регулируемый параметр устройства (напряжение, реактивная мощность, коэффициент трансформации) в зависимости от режима ЭЭС. Регулируемые параметры должны изменяться в пределах регулировочного диапазона устройства, определяемого его техническими характеристиками.

11.2. Особенности регулирования напряжения в распределительных сетях низших напряжений

В данном разделе рассматриваются сети городских, сельских, промышленных потребителей (которые в дальнейшем будем называть распреде-

6

лительными сетями - PC), имеющие UHOM 35 кВ. В таких сетях электро-

энергия распределяется от центров питания (ЦП), представляющих собой мощные подстанции энергосистемы.

Распределение электроэнергии, получаемой PC от ЦП, выполняется на двух (трех) ступенях трансформации. Обычно ЦП сооружаются в непосредственной близости или внутри достаточно обособленного района электропотребления - сетевого района. Внутри района распределение производится сначала на напряжениях 6 - 20 кВ (в сельских сетях обладающих большой протяженностью, экономически выгодным оказывается и напряжение 35 кВ). Линии 6 - 20 (35) кВ, воздушные и кабельные, сооружаются от ЦП до подстанций, питающих группы близко расположенных мелких потребителей. Их питание осуществляется через сети низшей ступени напряжения 220-380 В (в сетях промышленных предприятий применяются также напряжения 660 и 127 В, напряжение 127 В применяется в старых городских сетях). Трансформация электроэнергии со ступени 6 - 20 кВ на ступень 220-380 осуществляется распределительными трансформаторами (РТ). Более крупные потребители, имеющие номинальное напряжение 6 - 20 кВ, присоединяются непосредственно к ЦП по индивидуальным линиям.

Сетевые районы, формирующиеся около одного или нескольких близко расположенных ЦП, представляют собой фактически индивидуальные системы электроснабжения отдельных групп потребителей и в этом отношении являются взаимно независимыми единицами низшей иерархической ступени структуры ЭЭС. Взаимная независимость проявляется как в органи- зационно-управленческом смысле (системы электроснабжения могут быть подчинены различным министерствам и ведомствам), так и в режимном отношении - отдельные системы электроснабжения влияют на режим ЭЭС в целом, но практически не влияют на режимы друг друга.

Именно в силу - специфичности их структуры и назначения PC можно выделить в отдельный класс сетей с напряжением до 35 кВ. Однако следует отметить, что внутри этого класса PC обладают большим индивидуальным разнообразием, обусловленным размещением и характером нагрузок, исторически сложившимися условиями развития сетей, экономическими, хозяйственными, демографическими и другими «внешними» по отношению к ЭЭС факторами.

Основная особенность PC - их массовость. Так, в районной энергетической системе средней величины насчитываются десятки тысяч потребительских подстанций с РТ, сотни ЦП, десятки PC. Именно массовость PC приводит к тому, что в общих затратах на развитие и эксплуатацию ЭЭС затраты на сети до 35 кВ составляют существенную долю, хотя стоимость индивидуальной PC намного меньше, чем, например, генерирующих мощностей или системообразующей сети. Требование снижения затрат стоит очень

7

остро и реализуется как при проектировании, так и при эксплуатации PC. Эти требования находят отражение в постановке и решении проблемы регулирования напряжения.

Характеризуя эту проблему, прежде всего отметим, что возможности активного оперативного воздействия на режим напряжений PC оказываются ограниченными. Ограничения возникают из - за ряда взаимосвязанных причин. В PC в силу их массовости предусматриваются наиболее простые и дешевые регулирующие устройства: распределительные трансформаторы без РПН, нерегулируемые конденсаторные батареи. Изменение отпаек РТ может производиться только при снятой нагрузке и практикуется не чаще 1 - 2 раз в год при сезонном ее изменении. Отключение - включение КБ также в большинстве случаев подчиняется сезонным изменениям нагрузки. Применение более дорогих оперативно и автоматически регулируемых устройств часто оказывается нецелесообразным как из - за увеличения затрат, так и из – за отсутствия точной исходной информации о параметрах сетей.

Такая информация может быть получена либо от эксплуатационного персонала, наблюдающего за установленными в PC показывающими и регистрирующими приборами, либо автоматически от устройств телемеханики. Оба способа получения полной информации от тысяч узлов PC представляются нереальными. Из - за необходимости снижения эксплуатационных затрат обслуживающий персонал PC малочисленный, и далеко не всякий сетевой район может позволить себе не только постоянное наблюдение, но даже проведение контрольных замеров - единовременной регистрации по приборам всех режимных параметров на каждой подстанции района. Там, где контрольные замеры проводятся, они дают более или менее достоверную информацию о нагрузках сети при зимнем максимуме и летнем минимуме. Оснащение всех подстанций сетевого района устройствами телеизмерений и телесигнализации потребует, вероятно, неоправданных затрат на устройства телемеханики и каналы связи с диспетчерским пунктом сетевого района. Таким образом, фактических данных о режимах PC на каждый момент времени, в частности о нагрузках сети, задающих ее режим, мы не имеем. Более или менее достоверные данные имеются лишь о максимальной и минимальной нагрузке каждого узла и PC в целом.

При такой ситуации оперативное управление режимом напряжений PC сосредоточивается в ЦП, который влияет на режим напряжений всей присоединенной к нему сети. В этом смысле оно является централизованным. Необходимость регулирования напряжения у отдельных потребителей (их групп), или местного регулирования, возникает тогда, когда регулирование в ЦП не позволяет обеспечить требуемый режим напряжений во всей сети. Местное регулирование удорожает PC, и поэтому его применение должно быть обосновано.

8

В связи с ограниченными возможностями оперативного регулирования напряжения центр тяжести в решении проблемы регулирования напряжения в PC переносится на задачи проектирования развития сетей и планирования режимов их работы. В идеальном случае PC должна быть спроектирована так, чтобы оптимальный режим напряжений в ней обеспечивался только за счет автоматического регулирования напряжения в ЦП. Однако на практике это далеко не всегда удается.

РC можно рассматривать как индивидуальные системы электроснабжения, работающие в составе ЭЭС и получающие от нее электроэнергию. Границу между ЭЭС и индивидуальной системой электроснабжения целесообразно провести через ЦП последней, причем шины ВН ЦП и регулирующие устройства ЦП (трансформаторы с РПН, генераторы, СК, СТК, КБ системного значения) отнести к ЭЭС, а шины НН - к системе электроснабжения.

В РС расчет режима напряжений можно вести по продольной составляющей падения напряжения - потере напряжения, так как активное сопротивление в PC сопоставимо и превосходит реактивное. Потери напряжения удобно выражать в процентах к номинальному. Поскольку PC имеют преимущественно радиальную разомкнутую структуру, потери напряжения, выраженные в процентах, можно суммировать по участкам сети. С потерями напряжения удобно суммировать добавки напряжения, создаваемые регулирующими устройствами. В результате расчет режима напряжений в PC упрощается.

При проектировании развития PC и их реконструкции комплексно решаются вопросы компенсации реактивной мощности нагрузок, выбора средств регулирования напряжения, их регулировочных диапазонов, ступеней регулирования, мест установки, целесообразности оснащения системами автоматического регулирования.

Одновременно с определением технически необходимого уровня компенсации реактивной мощности должен быть решен вопрос о выборе средств регулирования напряжения.

Дальнейшая разработка варианта развития или модернизации PC в части вопросов регулирования напряжения должна вестись в направлении обеспечения экономичности ее работы. Важное значение имеет при этом оптимизация компенсации реактивной мощности нагрузок.

Установка в PC дополнительных КБ сверх необходимых (рис.11.4) по балансу реактивной мощности обосновывается экономическими соображениями. С одной стороны, уменьшаются потери активной мощности и энергии и, следовательно, затраты на потерянную энергию. С другой стороны, необходимы дополнительные капиталовложения в оборудование, затраты на

9

его эксплуатацию и потери электроэнергии в самих КБ. Оптимизационная задача формулируется следующим образом:

где EH - нормативный коэффициент эффективности;

a КБ - коэффициент отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание КБ;

с- стоимость потерь электроэнергии;

ЭКБ и ЭРС - потери электроэнергии в КБ и PC; ККБ - стоимость КБ.

ЦП

1

б)

Рис.11.4. Регулирование напряжения с помощью конденсаторных батарей (а) и эпюры распределения напряжения (б).

К эксплуатационным задачам регулирования напряжения в PC относятся задачи, связанные с наиболее полным и. экономичным использованием имеющихся регулирующих устройств. В связи с текущим изменением условий работы электрической сети (изменением нагрузок, оборудования сети, ее параметров и схемы соединений) требуется проводить соответствующие мероприятия, улучшающие режим напряжений. К числу их относятся: изменение коэффициентов трансформации у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов, дополнительная автоматизация уже имеющихся устройств, изменение уставок автоматических регуляторов напряжения и применяемых систем автоматического регулирования напряжения и т.п.

10

Важное место в эксплуатационных задачах должны занимать вопросы оценки качества напряжения. Весьма значительные отклонения от номинального напряжения у электроприемников (10 - 15%) могут считаться допустимыми, если они кратковременны особенно в периоды малых нагрузок. Меньшие отклонения напряжения могут быть менее желательными, даже если они находятся в допустимых пределах, но длительность их значительна и в основном они имеют место в режимах больших нагрузок.

Лекция № 12

12.1. Особенности регулирования напряжения в распределителных и системообразующих сетях высших напряжений.

К этому классу обычно относятся сети с номинальным напряжением Uном 110 кВ , объединяющие по высшему напряжению центры питания городских, сельских, промышленных потребителей. В дальнейшем системообразующие сети с Uном 110 кВ будем условно называть питающими

электрическими сетями (ПЭС),.

В отличие от местных сетей ПЭС имеют радиально-кольцевую структуру с большим количеством замкнутых контуров. Дело в том, что при переходе к новой ступени номинального напряжения в связи с ростом нагрузок и развитием ЭЭС старая сеть не демонтируется и сеть нового номинального напряжения как бы "накладывается" на существующую сеть.

Режимы ПЭС и местных сетей, присоединенных в ЦП питающей сети, можно рассматривать независимо друг от друга, поэтому для расчетов по регулированию напряжения в ПЭС местную сеть можно представить приведенной нагрузкой на шинах ВН соответствующего ЦП.

Потери активной мощности в правильно спроектированных ПЭС составляют обычно 3-5% от передаваемой мощности. Путем централизованного координированного управления регулирующими устройствами, как показывают расчеты, можно снизить потери активной мощности на 1 - 2%, причем это мероприятие относится к малозатратным.

Что касается допустимых уровней напряжения, то его повышение ограничивается условиями работы изоляции и составляет + 10 5 %Uном а понижение - в основном условиями устойчивости (частично - режимами сети, присоединенной к рассматриваемому ЦП) и составляет 10 5 %Uном .

В ПЭС, которые состоят в основном из воздушных линий электропередачи и трансформаторов, активные сопротивления элементов намного меньше реактивных. При этом, как это следует из уравнений установившегося режима ЭЭС, распределение реактивных мощностей определяется в основном уровнями напряжения, а активных мощностей - фазными углами векторов напряжений. Это позволяет рассматривать реактивное потокораспределение независимо от активного и решать задачу регулирования напряжения при заданном распределений активных мощностей, что намного ее упрощает.

При определении потерь напряжения в ПЭС следует учитывать (за исключением ПЭС 110 кВ) поперечную составляющую, которая оказывается

большой.

Из сказанного следует, что основной критерий регулирования напряжения в ПЭС - экономический (минимум потерь активной мощности) при соблюдении режимных и технических ограничений по допустимым уровням напряжений и диапазону регулирующих устройств.

При рассмотрении сетей с UНОМ 330 кВ необходимо кроме пере-

численных выше особенностей учитывать потери активной мощности на корону в линиях электропередачи.

При проектировании развития ПЭС и их реконструкции комплексно решаются вопросы обеспечения баланса реактивной мощности и выявления условий регулирования напряжения в сети, обоснования пунктов размещения регулирующих устройств, выбора их типа и мощности.

При проектировании прежде всего необходимо обеспечить управляемость ЭЭС по напряжению и реактивной мощности. Под этим понимается возможность выдерживания допустимых напряжений во всех точках ЭЭС в нормальных и послеаварийных режимах ее работы обусловленных изменением нагрузок и состава работающего оборудования:

Здесь U - вектор напряжений в узловых (контрольных) точках ПЭС; П - вектор параметров режима регулирующих устройств;

U, П, U, П - соответственно векторы нижних и верхних допустимых пределов изменения величин.

Расстановка дополнительных источников реактивной мощности в ПЭС с целью снижения потерь активной мощности - задача техникоэкономическая, поскольку здесь следует сопоставить затраты на установку нового оборудования с эффектом от экономии потерь. Задача должна решаться конкретно для каждого проекта развития ПЭС на основе сопоставления возможных вариантов. Можно ожидать, что с ростом стоимости потерянной энергии и удешевлением источников реактивной мощности, особенно статических ИРМ, установка дополнительных источников будет выгодна.

При планировании режимов на основе прогнозов нагрузки и состава работающего оборудования заблаговременно рассчитываются оптимальные режимы напряжений на заданный интервал времени, например на следующие сутки. Оптимальные режимы рассчитываются на ЭВМ в АСДУ в результате решения следующей задачи:

где P - суммарные потери активной мощности в ПЭС. Задача вида (12.2)

относится к задачам нелинейного математического программирования Полученные таким образом графики оптимальных напряжений пере-

даются на энергообъекты (электростанции, подстанции с регулирующими устройствами), где и должны выдерживаться оперативным персоналом или автоматическими устройствами - локальными САР.

12.2. Несимметрия в электрических сетях и мероприятия по ее снижению

Причины возникновения несимметричных режимов.

Несимметричные режимы в электрических сетях возникают по следующим причинам:

-неодинаковые нагрузки в различных фазах;

-неполнофазная работа линии или других элементов а сети;

-различные параметры линий в разных фазах.

Наиболее часто несимметрия напряжений возникает из-за неравенства нагрузок фаз.

В сетях высокого напряжения несимметрия вызывается, как правило, наличием мощных однофазных ЭП, а в ряде случаев и трехфазных ЭП с неодинаковым потреблением в фазах.

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

Неполнофазная работа элементов сети вызывается кратковременным отключением одной или двух фаз при коротких замыканиях либо более длительным отключением при пофазных ремонтах. Одиночную линию можно оборудовать устройством пофазного управления, которые отключают поврежденную фазу линии в тех случаях, когда действие АПВ оказывается неуспешным из-за устойчивого КЗ. В подавляющем большинстве устойчивые КЗ однофазные. При этом отключение поврежденной фазы приводит к сохранению двух других фаз линии в работе. В сети с заземленной нейтралью электроснабжение по неполнофазной линии может оказаться допустимым и позволяет отказаться от строительства второй цепи линии.

Неравенство параметров линий по фазам имеет место, например, при отсутствии транспозиции на линиях или удлиненных ее циклах. Транспозиционные опоры ненадежны и являются источниками аварии. 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 несимметрии напряжений и токов. Появление напряже-

ний 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 U2иU0 приводит к разным дополнительным отклонени-

ям напряжения в различных фазах. В результате напряжения могут выйти за допустимые пределы.

Несимметрия отрицательно сказывается на рабочих и техникоэкономических характеристик вращающихся электрических машин.

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 несимметрии сокращается срок службы изоляции трансформаторов, синхронные двигатели и БК уменьшают выработку реактивной мощности.

Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом обратной

последовательности напряжений K0 U U0 1 100 . нормальное и максималь-

Uно м

ное 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 несимметрии напряжений в сети может быть достигнуто выравниванием нагрузок фаз путем переключения части нагрузок с перегруженной фазы на ненагруженную.

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 БК, включенными в тре-

угольник применяют симметрирующие устройства со специальными трансформаторами и автотрансформаторами.

Снижение несимметрии в четырехпроводных городских сетях 0,38 кВ можно осуществлять путем уменьшения тока нулевой последовательности I0 и снижения сопротивления нулевой последовательности Z0 в эле-

ментах сети. Уменьшение I0 в первую очередь достигается перераспределе-

нием нагрузок.

Существенное влияние на несимметрию напряжений в сети оказывает схема соединения обмоток распределительного трансформатора (РТ) 6- 10/0,4 кВ. Большинство РТ, установленных в сетях, имеют схему звездазвезда с нулем (Y / Y0 ) . Такие РТ дешевле, но у них велико Z0 . Для сниже-

ния несимметрии напряжений, вызываемой РТ, целесообразно применять схемы соединения треугольник - звезда с нулем ( / Y0 ) или звезда – зигзаг

(Y / Z) . Наиболее благоприятно для снижения несимметрии применение

схемы Y/Z. Распределительные трансформаторы с таким соединением более дорогие, и изготовление их очень трудоемко. Поэтому их надо применять при большой несимметрии, обусловленной несимметрией нагрузок и Z0 ли-

ний.

12.3.Несинусаидальность в электроэнергетических системах и мероприятия по борьбе с нею

Причины возникновения несинусоидальности напряжений и токов - наличие вентильных преобразовательных установок и электроприемников с нелинейной вольт-амперной характеристикой.

Электроприемники с нелинейной вольт-амперной характеристикой - это, например, газоразрядные линии (ртутные и люминесцентные), распространенные в промышленных и городских сетях.

Источниками несинусоидальности в энергосистемах могут быть также генераторы или трансформаторы при работе их на нелинейной части кривой намагничивания. Как правило, генераторы и трансформаторы работают при относительно невысоком насыщении стали, то есть на линейной части кривой намагничивания, и создаваемые ими высшие гармоники настолько малы, что их можно не учитывать.

Неблагоприятное влияние несннусоидальности на работу сетей,

электрооборудования и электроприемников состоит в следующем:

-появляются дополнительные потери в электрических машинах, трансформаторах и сетях, а также дополнительные отклонения напряжения;

-затрудняется компенсация реактивной мощности с помощью БК;

-сокращается срок службы изоляции электрических машин и аппаратов;

- ухудшается работа устройств автоматики, телемеханики и связи. Действующее значение напряжения, определяется по формуле:

где U : при 1 - напряжения высших гармоник, кратных гармонике основной частоты U1 ;

при N - порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

Гармоники относительно низких порядков 7 в наибольшей ме-

ре влияют на дополнительные потери мощности и энергии в электрических машинах и в линиях электрических сетей.

Несинусоидальность напряжений и токов вызывает ускоренное старение изоляции электрических машин, трансформаторов и кабелей в основном в результате повышенного нагрева, а также из-за возникновения и протекания в изоляции ионизационных процессов, обусловливающих ее старение при высоких частотах электрического поля. Для электрических машин, трансформаторов и кабелей наиболее существенно тепловое старение изоляции. Влияние полей высших гармоник на ионизационные процессы в изоляции проявляется лишь при весьма значительных искажениях форм кривых напряжений, и этим влиянием можно пренебречь.

Наличие высших гармоник токов и напряжений существенно увеличивает погрешности активных и реактивных счетчиков индукционного типа. Помехи, вызываемые высшими гармониками, могут привести к ухудшению работы устройств автоматики, телемеханики и связи как на промышленных предприятиях, так и в энергосистемах. Гармоники тока, проникая в сети энергосистем, приводят к ухудшению работы высокочастотной связи и систем автоматики, а также вызывают ложные срабатывания некоторых релейных защит.

Допустимые значения коэффициента несинусоидалыюсти кривой напряжения:

Uно м

Снижение несинусоидальности напряжений и токов необходимо в тех случаях, когда значения токов или напряжений высших гармоник больше допустимых. Целесообразность мер по понижению несинусоидальности может быть также обусловлена и улучшением технико-экономических показателей работы элементов электрических сетей и ЭП. Снижение несннусоидальности можно осуществить одним из следующих способов:

-снижением уровня высших гармоник, генерируемых вентильными преобразователями;

-рациональным построением схемы электрической сети;

-использованием фильтров высших гармоник,

Снижение уровней высших гармоник, генерируемых преобразователями, можно осуществить за счет увеличения числа фаз выпрямления в преобразовательных установках (как правило, до 12) или применения специальных схем преобразователей и законов управлениями ими, обеспечивающих улучшение формы кривой их первичных, т. е. сетевых, токов.

Рациональное построение схемы сети с точки зрения снижения несинусоидальности состоит, например, в питании нелинейных нагрузок от отдельных линий или трансформаторов либо подключении их к отдельным обмоткам трехобмоточных трансформаторов. На рис.12.1. приведены схемы питания района города от ЦП шин низшего напряжения районной подстанции, на которой установлен трансформатор Т. Нагрузка Sц.п питается непо-

средственно от шин ЦП, а нагрузка Sр.п - от шин распределительного пункта

РП. На рис.12.1,а выпрямительная установка (ВУ) электротяговой подстанции через специальный трансформатор Тв.у присоединена к шинам РП. Если

КнсU больше допустимой величины, то для снижения несинусоидальности

надо питать ВУ от отдельной линии ЦП - РП (рис.12.1,б). Другой способ рационального построения сети состоит в применении в преобразовательных агрегатах трансформаторов с первичным напряжением 110 - 220 кВ (рис.12.1,в), исключающих влияние несинусоидалыюсти на потребителей распределительных сетей 0,38 - 10 кВ. При такой схеме сети высшие гармоники, генерируемые преобразователями, попадают с шин высшего напряжения районной подстанции сразу в питающую сеть 110 - 220 кВ (рис.12.1,в), а не в распределительную сеть 0,38—10 кВ (рис.12.1, а, б). Однако в этом случае могут появляться недопустимые напряжения гармоник в питающих сетях энергосистемы. Эффективность питания преобразователей от трансформаторов 110 - 220 кВ (рис.12.1, в) ограничивается возможностью появления недопустимых высших гармоник напряжений и токов в питающих сетях энергосистемы.

Использование фильтров - распространенный способ снижения уровня высших гармоник. За рубежом распространено мнение, что установка фильтров более экономична, чем увеличение числа фаз преобразователей. Фильтр высших гармоник представляет собой последовательно соединенные реактор и БК (рис.12.2). Параметры реактора и БК подбирают так, чтобы их результирующее сопротивление для определенной частоты гармоники было равно нулю. В общем случае на каждую гармонику нужен свой фильтр. Фильтр образует ветвь с очень малым сопротивлением, параллельную элек-

в)

ВУ

Рис.12.1. Схемы питания выпрямительной установки:

а – по общей линии; б – по отдельной линии; в – трансформатор выпрямительной установки с первичным напряжением 110 – 220 кВ

трической сети, шунтирует ее на частоте заданной гармоники и соответственно снижает напряжение этой гармоники.