Исследование эффективности применения мачтовых конденсаторных установок в электрических сетях 6 – 10 кВ¶

Содержание:

Аннотация¶

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ, ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ, МАЧТОВЫЕ КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ, ПОТЕРИ МОЩНОСТИ, КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Объектом исследования являются установки для компенсации потерь напряжения и реактивной мощности в распределительных сетях среднего напряжения 6(10) кВ.

Цель работы — оценка эффективности использования средств и методов повышения качества электроэнергии в распределительных сетях 6(10) кВ. В процессе работы проводился анализ существующих методов и средств повышения качества электроэнергии, используемых на данном этапе в нашей стране и за рубежом.

В результате исследования даны рекомендации по увеличению пропускной способности распределительных сетей 6(10) кВ и использованию средств компенсации реактивной мощности. Эффективность использования методов и средств определяется отдельно в каждом конкретном случае.

© ООО «Энергия-Т»

http://www.energy-t.ru

Энергия-Т.РФ

индекс: 445045

Россия, Тольятти, ул.Громовой, 60

тел: (8482)24-53-21, 24-42-37

e-mail: info@energy-t.ru

Введение¶

На современном этапе развития отечественной энергетики необходим форсированный переход к энергосберегающим технологиям — различным способам снижения потерь электрической и тепловой энергии, со- кращающим потребность в вводе новых генерирующих мощностей и требуемом для них органическом топливе, в создании новой электросетевой инфраструктуры.

Для преобразования, передачи и распределения электроэнергии необходима выработка как активной, так и реактивной мощности. Активная мощность (энергия) вырабатывается только генераторами электрических станций. Выработка же реактивной мощности возможна как генераторами электрических станций, так и компенсирующими устройствами (КУ), устанавливаемыми в узлах сети или непосредственно в электроустановках потребителей электроэнергии. За счет КУ уменьшаются потоки реактивной мощности в электрических сетях, что позволяет снизить потери мощности, электроэнергии и напряжения.

Технико-экономическая задача выбора мощности и размещения КУ в электрических сетях разделяется на две составляющие: поддержание баланса реактивной мощности в ЕЭС и снижение потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях.

И если в целом в ЕЭС России поддержание баланса реактивной мощности осуществляется, поскольку эта задача связана с обеспечением надежности работы ЕЭС и поддержанием заданных уровней напряжения в узлах нагрузки, то снижение потерь — это уже вопрос повышения экономической эффективности отрасли, который пока только встает на повестку дня.

Отсутствие компенсации реактивной мощности приводит к увеличению общих потерь в электрических сетях, уменьшению пропускной способности распределительных сетей и, в конечном счете, к увеличению затрат на передачу электроэнергии. Распределительные сетевые компании заклады- вают потери в тариф на передачу электроэнергии. В свою очередь, энергосбытовые компании транслируют тариф на конечных потребителей. В качестве первой причины возникновения такой ситуации можно привести изменения в характере нагрузки электропотребления. Повсеместное появление технологического оборудования на полупроводниковой базе, увеличение доли осветительной нагрузки одновременно с уменьшением в ней доли ламп накаливания, увеличение доли нелинейной нагрузки в составе бытовой привели к значительной загрузке распределительных электрических сетей потоками реактивной мощности.

Второй причиной является несовершенство российского законодательства. В частности, после отмены приказом Минтопэнерго от 10.01.2000 г. №2 «Правил пользования электрической и тепловой энергии» потребители перестали чувствовать экономическую заинтересованность в компенсации реактивной мощности. По оценкам экспертов, за последние 15 лет из баланса ЕЭС России выпало огромное количество КУ у потребителей (свыше 50 тыс. Мвар установленной мощности), спровоцировав значительное увеличение потерь электроэнергии как в системообразующих, так и в распределительных электрических сетях на всей территории России. Помимо этого, увеличившиеся потоки реактивной мощности в линиях электропередач не позволяют пропускать активную мощность, на которую данные линии были рассчитаны.

Таким образом, появился приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 22 февраля 2007 г. № 49, утверждающий «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)».

Предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы наибольших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, уста- новлены данным нормативным документом:

Напряжение сети	tg φ
110кВ(154кВ)	0,5
35 кВ (60 кВ)	0,4
6-20 кВ	0,4
0,4 кВ	0,35

При этом значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю.

Одним из наиболее эффективных источников реактивной мощности в нагрузочных узлах являются конденсаторные батареи (КБ) поперечного включения. Однако только небольшая часть этих КБ может быть постоянно подключена к электрической сети. Эта часть соответствует минимальному потреблению реактивной мощности электроприемниками и звеньями электропередачи. Остальная часть КБ должна отключаться при снижении потребления реактивной мощности с целью повышения экономичности работы сети.

Ступенчатое регулирование мощности КБ является экономически наиболее целесообразным решением проблемы минимизации потерь энергии и компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения при изменяющейся в широких пределах нагрузке, что является характерным для подавляющего большинства промышленных предприятий. Регулируемые КБ при пофазном управлении контактами выключателей могут быть использованы как ступенчато регулируемые конденсаторные симметрирующие устройства.

Очевидно, наряду с безусловно положительным, такое решение в общем случае характеризуется и такими отрицательными факторами, как усложнение силовой схемы и системы управления КБ, неравномерность распределения токов высших гармоник и опасность возникновения взаимного резонанса при параллельным включением с реактансом сети, неравномерность использования ресурса работы секций конденсаторов КБ. В результате реальный срок службы КБ может оказаться в 2-2,5 раза ниже нормируемого. Известны случаи массовых выходов из строя конденсаторов КБ через несколько месяцев и даже дней после их установки.

Зарубежный опыт применения регулируемых КБ. Широкое применение КБ в качестве средств регулирования режима распределительных сетей осуществляется энергокомпаниями США. В отличии от отечественной практики установкой КБ занимаются, как правило, не потребители, а сами энергокомпании. В основе этого лежат определенные коммерческие соображения, которые в основном сводятся к следующему.

Напряжение на выводах потребителей должно находиться в определенных пределах. Известно, что в соответствии со статическими характеристиками нагрузки питание потребителей при положительных отклонениях напряжения на их выводах сопровождается дополнительным потреблением энергии. КБ, а также другие средства регулирования напряжения, устанавливаются тогда, когда это выгодно энергокомпаниям. Естественно, что в подобных случаях в качестве параметра регулирования используется напряжение. По этой причине в США накоплен опыт управления режимом конденсаторных батарей по напряжению. Ширина зоны нечувствительности регулирования выбирается примерно в 1,5 раза большей, чем изменение напряжения в сети в результате включения или отключения КБ. С целью снижения числа коммутационных операций используется элемент времени.

Однако было установлено, что использование только напряжения в качестве параметра регулирования КБ оказывается недостаточным. Дело в том, что КБ не является единственным средством регулирования напряжения. Рост нагрузки стремятся сопроводить повышением напряжения в точках питания сети. В результате часть КБ, регулируемых по напряжению, могут отключаться в режиме максимальных нагрузок. Поэтому появились предложения осуществлять коррекцию уставки напряжения по току. Например, известны устройства, которые обеспечивают различные режимы регулирования напряжения в двух случаях: при нагрузке до 70% и при большей нагрузке. При малых нагрузках регулятор имеет одну уставку. При нагрузке более 70% срабатывает токовое реле, которое изменяет уставку регулятора по напряжению, чем устраняется отключение КБ в режимах максимальных нагрузок, а также обеспечивается некоторое повышение напряжения в этих режимах.

Применяются системы, осуществляющие плавную коррекцию уставки регулятора по напряжению независимо от режима КБ, например, по временному графику. Используется и комбинированная система, действующая в зависимости от времени суток и температуры окружающей среды (период кондиционирования). Применяются также системы управления по реактивной мощности, коэффициенту мощности и другие. Нередко для включения и отключения КБ используется система циркулярного телеуправления, действующая по силовым цепям на тональной частоте.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 6(10) кВ¶

Основное оборудование, уровни изоляции и типовые структуры распределительных сетей 6(10) кВ¶

Распределительные сети 6(10) кВ состоят из воздушных и кабельных линий электропередачи. Электрооборудование сетей 6(10) кВ включает в себя коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы тока и напряжения, силовые трансформаторы, генераторы, двигатели, синхронные компенсаторы, токоограничивающие и дугогасящие реакторы, конденсаторные батареи, устройства защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Сети 6(10) кВ в большинстве случаев работают с изолированной или резонансно заземленной (заземленной через дугогасящий реактор) нейтралью. В ряде случаев, например, в сетях собственных нужд и генераторных сетях находит применение заземление нейтрали трансформаторов и генераторов через резистор (резистивное заземление нейтрали).

Уровни изоляции электрооборудования косвенно характеризуются нормированными (ГОСТ 1516.3) испытательными напряжениями грозовых импульсов и нормированным испытательным напряжением промышленной частоты. Для электрооборудования 6(10) кВ допустимая кратность (выдерживаемый уровень) коммутационных перенапряжений по отношению к фазному значению наибольшего рабочего напряжения определяется по выражению:

\[K_{ДОП.ВН} = K_и \cdot K_к \cdot U_{СП.ВН} \cdot 1,75 / U_{Н.Р.}\]

где:

\(U_{СП.ВН}\) - нормированное одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты главной изоляции электрооборудования, кВ, (действующее значение);

\(K_и\) - коэффициент импульса, учитывающий повышение разрядного напряжения изоляции при более коротком коммутационном импульсе по сравнению с испытательным напряжением (\(K_и=1.3\) для главной изоляции трансформаторов, \(K_и=1.1\) - для аппаратов);

\(K_к\) - коэффициент кумулятивности, учитывающий снижение электрической прочности в условиях эксплуатации при многократных воздействий перенапряжений и возможность старения изоляции (\(K_к=0.9\) для главной изоляции трансформаторов ( \(K_к=1.0\) - для аппаратов);

\(U_{Н.Р.}\) - наибольшее рабочее напряжение сети (действующее значение).

Допустимая кратность грозовых перенапряжений оценивается по формуле:

\[К_{ДОП.ГР.} = 1,1 \cdot (U_{ИСП.ГР.} - U_{НОМ}) \cdot \frac{ \sqrt{3} } { \sqrt{2} \cdot U_{Н.Р.} }\]

где:: \(U_{ИСП.ГР.}\)- испытательное напряжение грозовым импульсом по ГОСТ 1516.1.

Статорные обмотки электрических машин имеют меньший уровень изоляции. Особенностью статорной изоляции является то, что ее коэффициент импульса примерно равен единице. Если в сетях установлены высоковольтные электрические машины в виде синхронных компенсаторов, генераторов и электродвигателей, то \(К_{ДОП.}\) определяется как:

\[К_{ДОП.ВН.} = U_{ИСП.ДВ.} \cdot \frac{1,73}{U_{Н.Р.ДВ.}}\]

где:: \(U_{ИСП.ДВ.} = 2 U_{НОМ} + 1\) - испытательное напряжение электрических двигателей.

Результаты расчетов для сетей 6(10) кВ представлены в таблицах: (Таблица 1:, Таблица 2:, Таблица 3:, Таблица 4:, Таблица 5:).

Допустимые кратности внутренних перенапряжений для внутренней изоляции трансформаторов 6(10) кВ с нормальной изоляцией.¶
\(U_{HOM}\), кB	6	10
\(U_{и.раб}\), кВ	6.9	11.5
\(U_{иисп}\), кВ	25	35
\(U_{доп}\), кВ	41.5	57.9
\(К_{доп}\)	7.0	5.9

.

Допустимые кратности внутренних перенапряжений для электрооборудования 6(10) кВ с облегченной изоляцией.¶
\(U_{HOM}\), кB	6	10
\(U_{и.раб}\), кВ	6.9	11.5
\(U_{иисп}\), кВ	16	24
\(U_{доп}\), кВ	26.5	39.7
\(К_{доп}\)	4.5	4.1

.

Допустимые кратности внутренних перенапряжений для электродвигателей 6(10) кВ¶
\(U_{HOM}\), кB	6	10
\(U_{и.раб}\), кВ	6.6	11
\(U_{иисп}\), кВ	13	21
\(К_{доп}\)	3.4	3.3

.

Допустимые кратности грозовых перенапряжений для внутренней изоляции трансформаторов 6(10) кВ С нормальной изоляцией¶
\(U_{HOM}\), кB	6	10
\(U_{и.раб}\), кВ	6.9	11.5
\(U_{иисп}\), максимальное значение, кВ	60	80
\(U_{доп}\), максимальное значение, кВ	62.5	82
\(К_{доп}\)	11	8.8

.

Максимально допустимые уровни напряжения для высоковольтных компенсационных конденсаторов¶
Максимально допустимое напряжение	Продолжительность воздействия
\(U_{HOM}+10\%\)	длительно или до 8 часов в сутки
\(U_{HOM}+15\%\)	до 30 минут в сутки
\(U_{HOM}+20\%\)	до 5 минут в сутки
\(U_{HOM}+30\%\)	до 1 минуты в сутки
\(U_{ИСП}=2,15 \cdot U_{HOM}\) (между клеммами)

Таким образом по допустимому уровню электрической прочности изоляции электрооборудования можно сделать следующие выводы:

среди всех видов электрооборудования наименьший уровень изоляции имеют электрические машины и компенсационные конденсаторы;
кратность допустимых уровней внутренних перенапряжений находится в пределах 3,3-7,0;
кратность допустимых грозовых перенапряжений при прочих равных условиях приблизительно на 45% больше, чем при внутренних перенапряжениях;
электрооборудование с облегченной изоляцией имеет кратность допустимых перенапряжений на 30% ниже, чем для электрооборудования с нормальной изоляцией.

Уровень изоляции сетей 6(10) кВ определяется изоляцией перечисленных видов оборудования. При этом внутренние и грозовые перенапряжения обычно не опасны для электрооборудования с нормальной изоляцией. Вместе с тем необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по ограничению внутренних перенапряжений на конденсаторных батареях сетевых компенсирующих устройств. Напряжение 6(10) кВ применяется для распределения электроэнергии от центра питания (ЦП) по прилегающей территории района (города, населенного пункта) и питания через радиальную (Рисунок 1:), магистральную (Рисунок 2:) или радиально-магистральную распределительную сеть трансформаторных подстанций ТП6(10)/0,4 кВ, к которым подключены потребители – промышленные, коммунально-бытовые, электрофицированный транспорт.

Радиальная распределительная сеть¶

Магистральная распределительная сеть¶

Центром питания являются распределительное устройство (РУ) генераторного напряжения электрической станции или РУ вторичного напряжения 6(10) кВ понижающей подстанции, к шинам которой подключена распределительная сеть данного района. Технические возможности применения напряжений 6(10) кВ по передаваемой мощности и расстояниям передачи электроэнергии ограничивается:

токами, допустимыми по условиям нагрева проводов воздушной (кабельной) линии;
наибольшей допустимой потерей напряжения в распределительной сети.

Ориентировочные значения экономических расстояний передачи электроэнергии по воздушным (кабельным) линиям 6(10) кВ находится в диапазоне (3-7) км при поверхностной плотности нагрузки (5-25) МВт/км2 (см. более подробно в разделе 1.5).

Особенности сетей электроснабжения нефтегазовых промыслов¶

Добыча, транспорт нефти и газа обладают сложным технологическим процессом [9]. Нарушение технологического цикла может привести к серьезной потере нефти и газа, а и ряде случаев - и к выходу из строя отдельного узла, например, нефтяной или газовой скважины. Поэтому к системе электроснабжения нефтепромыслом предъявляются жесткие требования (см. Таблица 6:)

Категории электроприемников по надежности электроснабжения¶
Потребитель	Категория
Потребитель	в Западной Сибири	в других районах
Компрессорные станции	1	11
Центральные пункты сбора и подготовки нефти	1	11
Кусты эксплуатационных скважин	1	11
Кустовые насосные станции для заводнения пластов	1	11
Дожимные нефтенасосные станции	1	11
Резервуарные парки	1	11
Насосные станции водоснабжения	11	-
Противопожарные насосы	1	11
Насосные станции промканализации	11	111
Насосы нефтеловушек	111	111
Системы телемеханики, связи, вычислительных центров	1	1
Одиночные скважины с механизированной добычей	11	11
Буровые установки	11	11
Электроприемники промышленных баз, складов и др.	11	111
Электроприемники промышленных баз, складов и др.	11	111

Как видно, электроприемники нефтепромыслов в Западной Сибири и аналогичных ей районах имеют главным образом 1 категорию и должны поэтому согласно ПУЭ, обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников, а перерыв электроснабжением допускается только на время автоматического включения резервного питания. Нефтяная и газовая промышленность обычно не имеет своих электростанций, поэтому общее питание осуществляется через системные подстанции (Рисунок 3: и Рисунок 4:).

Общая схема электроснабжения электрооборудования нефтепромыслов¶

Через трехобмоточные трансформаторы Т1 и Т2, работающие по схеме «мостика», напряжение 110 кВ снижается до величины 6, 10 и 35 кВ. Далее по линиям 6(10) кВ питаются различные виды потребителей.

Двухтрансформаторная подстанция 35/6(10) кВ¶

Подстанции 35/6(10) кВ представляют также схему «мостика» с выключателем в перемычке. Мощность трансформаторов изменяется от единиц до десятков МВА. Питание к потребителям 6 (10) кВ поступает по воздушным (ВЛ) или кабельным линиям (КЛ).

Схемы электроснабжения станков - качалок¶

Вариант «а» (Рисунок 5:): по ВЛ питается трансформатор Т6(10)/0,4 кВ, который со стороны высокого напряжения защищен с помощью вентильного разрядника FV. Электропитание двигателя ЭД выполняется через выключатель Q и кабель W. Вариант «б» (Рисунок 5:): использован трехобмоточный трансформатор Т, обмотки которого рассчитаны на 6 (10) кВ, Uраб= 500 - 3000 В и 0,4 кВ. Вариант «в» (Рисунок 5:): использованы два трансформатора Т1 и Т2: 6 (10)/0,4 и 0,4/Uраб. В обоих случаях обмотка 6 (10) кВ трансформаторов защищена вентильными разрядниками. Со стороны 0,4 кВ средства защиты от перенапряжений не предусмотрены. При этом в цепи «кабель –ЭД» возможны коммутационные перенапряжения, опасные для изоляции.

Схемы электроснабжения насосной (компрессорной) станции (a)¶

Схемы электроснабжения насосной (компрессорной) станции (b)¶

По ВЛ-1 и ВЛ-2 6 или 10 кВ питаются секции 1 и II распредустройства (Рисунок 6:, Рисунок 7:). Далее от каждой из секций получают питание электродвигатели Д1- Д6 и трансформаторы собственных нужд Т1 и Т2 6 (10)/0,4 кВ. Обычно на секциях 6 (10) кВ для защиты от грозовых перенапряжений устанавливаются грозозащитные вентильные разрядники соответствующих групп по ГОСТ. Однако не предусмотрены средства защиты от внутренних перенапряжений (коммутационные, дуговые феррорезонансные).

Схема электроснабжения буровой установки¶

Питание установка получает по ВЛ 6 (10) кВ, к которой непосредственно подключены трансформатор собственных нужд ТСН 6 (10)/0,4 кВ тина ТМБ- 400/10-У1, трансформатор напряжения ТV, вентильный разрядник FV и конденсатор для сглаживания фронта грозовых волн. Далее через выключатель Q и вакуумные контакторы К1-К4 питаются насосные электродвигатели Д1, Д2 типа СМ 50-15-49-89ХЛ2, 630 кВт и лебедочный электродвигатель Д3 АКБ 13-62-8У2, 500 кВт. Последний работает в реверсивном режиме, поэтому в его цепи предусмотрены сразу два вакуумных контактора КЗ, К4.

Характеристики распределительных подстанций 6(10) кВ представлены в таблице Таблица 7:.

Основные характеристики подстанций 6(10) кВ¶
\(U_{HOM}\),кВ	Число отходящих линий, шт.	Длина отходящих линий, км	Количество трансформаторов, шт.	Мощность трансформаторов, кВА
6	3-20	0,5-30	1-5	до 1000
10	3-12	0,5-40	1-5	до 1800

Как видно, основная особенность распределительных сетей 6(10) кВ для нефтепромыслов заключается в гораздо большей длине воздушных линий (до 40 км) по сравнению с распределительными сетями общего применения (до 7 км).

Регулирование напряжения в сетях 6(10) кВ¶

Как видно из предыдущего раздела в системах электроснабжения нефтепромыслов существует ряд мощных потребителей, присоединенных непосредственно к сетям 6(10) кВ (в основном, АД и СД). Поэтому возможности регулирования напряжения в этих сетях имеют первостепенное значение. Трансформаторы 35-110/6-10 кВ имеют устройства РПН, позволяющие регулировать напряжение на шинах 6(10) кВ по заданному закону. При этом для компенсации потерь напряжения в линиях 6(10) кВ наиболее высокое напряжение на шинах 6(10) кВ трансформатора должно поддерживаться в режиме максимальных суточных нагрузок, а наиболее низкое – в режиме минимальной нагрузки. Такое регулирование напряжения называют встречным.

Встречное регулирование напряжения осуществляется по графику нагрузки центра питания (ЦП), который формируется всеми потребителями. Поэтому при разнородных графиках нагрузки закон регулирования в большей или меньшей степени не соответствует ни одному потребителю. Степень несоответствия для конкретного потребителя будет тем больше, чем меньше доля потребителей с подобным графиком в общей нагрузке и чем более отличен их график от графика основной массы потребителей.

Необходимый диапазон регулирования напряжения в ЦП зависит от максимальных потерь напряжения в сети 6(10) кВ, определяющих число используемых регулировочных ответвлений (\(N_0\)), и от диапазона изменения нагрузки в течение суток, характеризуемого коэффициентом \(K_{МИН}\).

Диапазон регулирования напряжения можно определить по формуле

\[d_{p} = [ 3 + 2,5(N_0 - 1) ](1 - K_{МИН})\]

Необходимые диапазоны регулирования напряжения в ЦП при различных значениях потерь напряжения в сети 6(10) кВ (допускается до 12,5%) и коэффициента \(K_{МИН}\) приведены в таблице Таблица 8:

Диапазоны регулирования напряжения в ЦП¶
\(K_{МИН}\)	Диапазон регулирования (%) при потерях напряжения в сети 6(10) кВ, %
\(K_{МИН}\)	\(0-2,5(N_0=1)\)	\(2,5-5(N_0=2)\)	\(5-7,5(N_0=3)\)	\(7,5-10(N_0=4)\)	\(10-12,5(N_0=5)\)
0,6	1,2	2,2	3,2	4,2	5,2
0,4	1,8	3,3	4,8	6,3	7,8
0,2	2,4	4,4	6,4	8,4	10,4

Как видно, для компенсации возрастающих потерь напряжения в сети 6(10) кВ и изменений нагрузки требуется расширение диапазона регулирования напряжения в ЦП. Используемые в настоящее время устройства автоматического регулирования напряжения в ЦП реализуют линейный закон регулирования в зависимости от токовой нагрузки ЦП.

Для улучшения режима напряжения в сети 6(10) кВ необходимо использовать средства местного регулирования, в качестве которых применяются КБ. Подключение таких установок снижает потери напряжения и соответственно повышает его уровень при том же рабочем ответвлении РПН. Степень повышения зависит от реактивного сопротивления сети по отношению к точке подключения. Регулирующие эффекты КБ мощностью 100 квар на трансформаторах 6(10)/0,4 кВ приведены в таблице Таблица 9:

Регулирующий эффект КБ¶
Мощность трансформатора, кВА	Регулирующий эффект, %
100	5,5
160	3,5
250	2,3
400	1,45
630	0,9
1000	0,59

Как видно, регулирующий эффект на участках сети 6(10) кВ становится наиболее значимым при соизмеримой мощности КБ и трансформатора 6(10)/0,4 кВ. При совместном использовании РПН и многосекционной КБ можно обеспечить (см. таблицы Таблица 8: и Таблица 9:) диапазон регулирования напряжения более 15%, что превышает уровень допустимых потерь напряжения (не более 12,5%) в распределительных сетях 6(10) кВ. В зарубежных странах для этих целей используются конденсаторы наружной установки на опорах ВЛ.

Включение или отключение секций КБ емкостью С (в фарадах) приводит к изменению напряжения в точке ее присоединения на величину, %

\[ΔU_{σ} = \frac{ωCUX_{C}} {U_{H}} \cdot 10 ^ 2\]

где:

\(X_{C}\) – индуктивное сопротивление внешней сети по отношению к месту присоединения КБ, Ом;

\(U\) – значение напряжения в месте присоединения КБ до ее регулирования, кВ;

\(U_{H}\) – номинальное напряжение сети, кВ.

При необходимости изменить напряжение на \(ΔU_{σ}\),%, переключают секции емкостью, Ф

\[C = \frac{ΔU_{σ} U_{H}} {ω U X_{C}} 10 ^ {-2}\]

или для изменения напряжения на 1% - секции емкостью, Ф

\[C = \frac{U_{H}} {ω X_{C} U} 10 ^ {-2}.\]

Из (1.5)-(1.7) следует, что регулирование напряжения при помощи КБ сводится к изменению потери напряжения на участке электрической сети от источника мощности до места установки КБ.

Определенное влияние на управление режимом КБ оказывает их размещение в электрической сети. Особого внимания заслуживает управление режимом нескольких КБ, расположенных в сети одного напряжения, который должен подчиняться общей тарифной политике. Структура управления подобным комплексом КБ может оказаться достаточно сложной, необходима централизованная информация, получаемая на ЦП. Для ее обработки и выдачи управляющих команд может потребоваться централизованное регулирующее устройство, а для управления КБ – местные исполнительные органы. Когда для управления достаточно местной информации, могут, тем не менее, применяться многоканальные централизованные устройства по обработке информации и выдаче управляющих команд.

Для управления односекционными батареями небольшой мощности может использоваться циркулярное управление. Управляющее воздействие в виде тонального сигнала посылается по временному признаку на КБ, установленные в различных точках сети. Подобное управление менее точно, чем индивидуальное регулирование, но может быть получена экономия за счет снижения стоимости средств управления.

Односекционные КБ часто используются в сочетании с неотключаемыми батареями, которые в этом случае обеспечивают выработку базисной мощности, соответствующеи минимальному потреблению нагрузочного узла. КБ, покрывающие полупиковую и пиковую части реактивной нагрузки, должны регулироваться. Регулирование режима этих КБ должно осуществляться на основе оптимизации режима распределительной сети. В качестве параметров управления односекционными КБ могут использоваться напряжение и реактивный ток питающего участка сети.

В заключение данного раздела необходимо отметить, что для компенсации возрастающего, в результате незапланированного увеличения мощности «старых» потребителей или наращивания длины ВЛ для подключения «новых» потребителей, падение напряжения в нашей стране реализован ряд проектов [6] с автоматическим регулированием напряжения на шинах 6(10) кВ на основе вольтодобавочных трансформаторов (например, ПАРН).

Режимы нейтрали распределительных сетей 6(10) кВ¶

Режим изолированной нейтрали имеет одно неоспоримое преимущество - малый ток однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), что позволяет:

увеличить ресурс выключателей (поскольку однофазные замыкания достигают 90% от общего числа замыканий);
снизить требования к заземляющим устройствам, определяемые условиями электробезопасности при однофазных замыканиях на землю.

Однако этот режим обладает и целым рядом недостатков (по сравнению с режимом эффективно заземленной нейтрали), к которым следует отнести:

феррорезонансные явления, вызываемые кратковременными ОЗЗ;
дуговые перенапряжения, связанные с появлением перемежающейся дуги при ОЗЗ и приводящие к переходу однофазного замыкания в двух- и трехфазное;
сложность построения селективных защит от ОЗЗ при изолированной нейтрали и их недостаточную работоспособность в сетях с различными режимами и конфигурацией.

К достоинствам сети с изолированной нейтралью часто относят возможность продолжения ее работы при однофазном замыкании, что якобы повышает надежность электроснабжения потребителей. Однако опыт показывает, что в большинстве случаев однофазные замыкания из-за присущих сети недостатков быстро (если не мгновенно) переходят в двух- и трехфазные (см., например, [9]) и поврежденная линия все равно отключается. В настоящее время бесперебойность электроснабжения обеспечивается в основном за счет двухстороннего питания и устройств АВР.

Заземление через дугогасящнй реактор позволяет в определенных случаях снизить ток замыкания на землю до его погасания, то ecть, ликвидировать дуговые перенапряжения. Это в свою очередь уменьшает число переходов ОЗЗ в двух- и трехфазные короткие замыкания. Снижение тока ОЗЗ улучшает условия электробезопасности в месте замыкания, хотя полностью не устраняет возможность электропоражения в сетях с воздушными линиями. Недостатки заземления через дутогасящий реактор (ДГР):

необходимость симметрирования сети до степени 0.75% фазного напряжения (в сетях с воздушными линиями степень несимметрии всегда не ниже 1-2%. а при двухцепных ВЛ нормально может достигать 5-7%; (Правилами технической эксплуатации в некоторых случаях допускается напряжение смещения нейтрали до 30% от фазного напряжения);
сложность и высокая стоимость систем автоматической подстройки (реакторы с механической подстройкой практически не эксплуатируются); невозможность широкой диапазонной настройки, необходимой для разветвленных городских сетей с часто изменяемой конфигурацией по отношению к питающей подстанции;
практически полное отсутствие селективных защит от ОЗЗ для сети с заземлением нейтрали через ДГР.

Таким образом, применение дутогасящего реактора - это способ сохранения аварийного режима однофазного замыкания, причем способ не дешевый.

Заземление нейтрали через резистор имеет несомненные достоинства, подтвержденные мировой практикой и опытом, накопленным в России:

полное устранение феррорезонансных явлений;
снижение уровня дуговых перенапряжений и устранение перехода ОЗЗ в двух- и трехфазные замыкания;
возможность построения простых селективных защит от ОЗЗ.

К недостаткам резистивного заземления нейтрали следует отнести:

увеличение тока замыкания на землю (максимум на 40%);
появление на подстанции греющегося оборудования (резистора мощностью 30-400 кВт).

Области эффективного применении различных режимов заземления нейтрали в сетях среднего напряжения в зависимости от типа сети и требуемых параметров отражены в таблице Таблица 10:.

Области эффективного применения различных режимов заземления нейтрали¶
Тип электрической сети	Емкостной ток ниже границы ПУЭ		Емкостной ток выше границы ПУЭ
Тип электрической сети	Длительная работа с замыканием на землю	Однофазное замыкание на землю селективно отключается РЗ	Длительная работа с замыканием на землю	Однофазное замыкание на землю селективно отключается РЗ
Распределительные сети с ВЛ	изолированная, резистор	резистор	резистор (ДГР)	резистор
Городские, поселковые кабельные сети (без ВЛ)	изолированная, резистор	резистор	резистор (ДГР)	резистор
Сети, питающие передвижные подстанции и механизмы, торфяные разработки, шахты и т.п.	—	резистор	—	резистор

Распределительные сети с воздушными линиями, как правило, несимметричны. При малых токах возможно применение изолированной нейтрали при отсутствии предпосылок для феррорезонансных явлений. Эксплуатационное изменение конфигурации и размеров сети может привести к появлению таких предпосылок. При этом также возможно и превышение границы емкостного тока. Поэтому наилучшим и универсальным решением для таких сетей является резистивное заземление нейтрали. Применение ДГР проблематично из-за существующей несимметрии и большого диапазона изменения емкостного тока. Опыт показывает, что установленные в таких сетях ДГР практически нигде не работают.

В воздушных распределительных сетях, питающих нефтяные и газовые месторождения, существует проблема кратковременных отключений ВЛ, связанная с недостаточно отработанной технологией caмозапуска двигателей насосов. Поэтому такие сети вынужденно работают при сохранении замыкания на землю. Применение ДГР целесообразно в подобных случаях лишь с позиций улучшения условий электробезопасности при ОЗЗ, что требует точной компенсации емкостного тока. Дуговых процессов при замыканиях на ВЛ, как правило, не бывает.

Городские, поселковые кабельные сети (без ВЛ) достаточно симметричны для применения ДГР, но имеют постоянно и значительно изменяющуюся конфигурацию, что требует большого диапазона подстройки. Положение осложняется тем, что питающие подстанции, где устанавливаются ДГР, и распределительные городские сети часто имеют разную подчиненность, в том числе и оперативно-диспетчерскую. Это требует обязательной автоматической широкодиапазонной подстройки ДГР. Поэтому универсальным способом для таких сетей является резистивное заземление нейтрали, о чем свидетельствует обширная мировая практика. При наличии в поселковых и городских сетях воздушных линии резко обостряется проблема электробезопасности при ОЗЗ, и в соответствии с новыми требованиями ПУЭ (1.7.64**) однофазные замыкания необходимо отключать релейной защитой. Это является дополнительным доводом в пользу резистивного заземления нейтрали.

Сети, питающие передвижные подстанции и механизмы, торфяные разработки, шахты и т.п., однозначно, в соответствии с 1.7.64 ПУЭ, требуют отключения ОЗЗ релейной защитой. С учетом тех преимуществ, которые дает резистивное заземление (гашение колебательных процессов в сети и формирование селективного признака в виде активного тока в поврежденном присоединении), режим заземления нейтрали через резистор представляется здесь единственно целесообразным, особенно при разветвленной сети.

Что касается применения КБ в распределительных сетях 6(10) кВ той или иной разновидности, то, с одной стороны, режим заземления нейтрали оказывает непосредственное влияние на уровень перенапряжений и должен учитываться при выборе средств защиты конденсаторов, которые не имеют большого запаса изоляции по сравнению с номинальным напряжением, а с другой стороны использование КБ, особенно при схеме соединения конденсаторов Y-0, увеличивает емкостные токи, в том числе и при возникновении ОЗЗ.

Пропускная способность воздушных линий 6(10) кВ¶

В расчетах режимов электрических сетей каждая фаза воздушной линии (ВЛ) представляется обычно П-образной схемой замещения (Рисунок 9:).

П-образная схема замещения ВЛ¶

Параметры замещения при длине ВЛ до 300 км, характерной для линий среднего напряжения, определяются выражениями

\[r = r_{0} \cdot l; x = x_{0} \cdot l; g = g_{0} \cdot l; b = b_{0} \cdot l\]

где:

\(r_{0}\), \(x_{0}\), \(g_{0}\), \(b_{0}\) – погонные сопротивления и проводимости, Ом/км, См/км;

\(l\)- длина линии.

Погонные параметры ВЛ с нерасщепленными проводами можно определить с помощью выражений [1]

\[r_{0} = r_{20} [1 + 0,004 (t - 20 ^ 0 C)],\]\[x_{0} = 0,1445 \cdot lg \frac {D_{CP}} {R} + 0,0157,\]\[b_{0} = \frac {7,58} {lg \frac {D_{CP}} {R}} \times {10 ^ {-6}}\]

где:

\(R\) – радиус провода;

\(DCP\) - среднегеометрическое расстояние между фазами;

\(r_{20}\) – сопротивление провода при температуре воздуха \(20 ^ 0 C\).

Знание погонных параметров (1.9) необходимо для определения волнового сопротивления

\[z_{B} = \sqrt \frac {x_{0}} {b_{0}},\]

зарядной мощности трехфазной линии

\[Q_{C} = 3 U_{Ф} ^ 2 \cdot b_{0} \cdot l = Q_{C0} \cdot l\]

и натуральной мощности трехфазной линии

\[P_{H} = \frac {3 \cdot U_{Ф} ^ 2} {z_{B}}\]

где:: \(U_{Ф}\) – фазное напряжение линии.

Значения погонных параметров, волнового сопротивления, зарядной и натуральной мощности для используемых в ВЛ 6(10) кВ сечений проводов представлены в таблице Таблица 11:.

Как видно из таблицы 1.11, характерной особенностью воздушных линий 6(10) кВ является то, что активные и индуктивные сопротивления имеют близкие значения, а для наиболее распространенного сечения провода 70 \(мм ^ 2\) практически равны. Это затрудняет решение задачи уменьшения падения напряжения на линии, поскольку компенсация активной и индуктивной составляющих падения напряжения требует применение различных технических средств.

Параметры воздушных линий 6(10) кВ¶
Сечение провода, \(мм ^ 2\)	\(r_{020}\), Ом/км при \(20 ^ 0 С\)	\(x_{0}\), Ом/км	\(b_{0} \cdot 10 ^ {-6}\), См/км	\(z_{B}\), Ом	\(Q_{C0}\), квар	\(P_{H}\), MBA
Сечение провода, \(мм ^ 2\)	\(r_{020}\), Ом/км при \(20 ^ 0 С\)	\(x_{0}\), Ом/км	\(b_{0} \cdot 10 ^ {-6}\), См/км	\(z_{B}\), Ом	\(Q_{C0}\), квар	ВЛ6	ВЛ 10
35	0,773	0,438	2,59	411	0,093	0,088	0,243
50	0,592	0,429	2,65	402	0,0954	0,09	0,249
70	0,42	0,418	2,72	392	0,098	0,092	0,255
95	0,299	0,408	2,79	382	0,1	0,094	0,262
120	0,245	0,4	2,85	375	0,103	0,096	0,267
150	0,194	0,393	2,9	368	0,104	0,098	0,272

Обращает на себя внимание пренебрежительно малое значение зарядной мощности, учитывая, что протяженность ВЛ 6(10) кВ не превышает (50-100) км, а также низкое значение натуральной мощности. Поэтому ВЛ 6(10) кВ практически всегда работают в режиме передачи мощности, многократно превышающей натуральную мощность линии. Технические возможности передачи электроэнергии по одной линии 6(10) кВ для одного из сечений провода представлены в таблице Таблица 12:.

Технические возможности передачи электроэнергии по линиям 6(10) кВ¶
Номинальное напряжение, кВ	Сечение провода \(мм ^ 2\)	Наибольшая передаваемая мощность (по доп. (нагреву), МВА	Наибольшее расстояние передачи, км
6	120	3,9	1,35-2,25
10	120	6,5	2,25-3,75

Расстояние передачи электроэнергии в таблице Таблица 12: указаны для допустимой потери напряжения \(ΔU\) = 6%, наибольшей передаваемой мощности, коэффициента мощности нагрузки \(cos φН\) = 0,9, для линии с одной нагрузкой (меньшее значение) и равномерно распределенной вдоль линии нагрузкой (большее значение).

Кратность наибольшей передаваемой мощности и натуральной мощности линии, как видно из таблиц Таблица 11: и Таблица 12:, составит

\[K_{ВЛ6} = \frac {P_{max}} {P_{H}} ≅ 40,6 K_{ВЛ10} = \frac {P_{max}} {P_{H}} ≅ 24,4\]

Это означает, что в процессе передачи электроэнергии ВЛ6(10) потребляет реактивную мощность, удельная величина которой составит

\[Q_{ВЛ0} = Q_{L0} - Q_{C0} ≈ x_{0} \cdot (\frac {P} {U_{Л}}) ^ 2\]

где:: \(Р\) – передаваемая мощность.

Например, при передаче наибольшей по допустимому нагреву проводов мощности \(Р_{max}\) = 3,9 МВА по линии 6 кВ или \(Р_{max}\) = 6,5 МВА по линии 10 кВ потребление реактивной мощности достигнет ≈ 170 квар/км.

Как видно, реактивная мощность линии принимает вполне заметное значение, а ее компенсация является самостоятельной технической задачей, решение которой возможно либо путем продольной емкостной компенсации либо путем искусственного увеличения натуральной мощности линии в \(КВЛ6(КВЛ10)\) раз для обеспечения работы в натуральном режиме, когда реактивная мощность не потребляется и не генерируется.

Потери мощности и напряжения в линиях 6(10) кВ¶

На Рисунок 10: показана упрощенная схема замещения электроснабжения потребителя с параметрами \(R_{Н}\), \(L_{Н}\) от центра питания, представленного источником э.д.с. \(Е\), которая позволяет оценить потери мощности и напряжения в линии \(R_{Л}\), \(L_{Л}\) (поперечная проводимость линии не учитывается).

Упрощенная схема замещения электроснабжения потребителя¶

Векторные диаграммы напряжений и токов при отсутствии компенсации реактивной мощности нагрузки и линии (а), с компенсацией реактивной мощности нагрузки (б), с полной компенсацией реактивной мощности нагрузки и линии (в)¶

Полная, активная и реактивная мощности нагрузки составляют

\[S_{H} = U_{H} I_{H}\]\[P_{H} = U_{H} I_{H.a.} = U_{H} \cdot I_{H} \cdot cos φ_{H}\]\[Q_{H} = U_{H} I_{H.p.} = U_{H} \cdot I_{H} \cdot sin φ_{H}\]

где:: \(I_{H.a.}\), \(I_{H.p.}\) – активная и реактивная составляющие тока нагрузки.

Линия нагружена полным током нагрузки

\[I_{H} = I_{H.a} + j I_{H.p.},\]

причем увеличение действующего значения тока линии определяется реактивной составляющей тока нагрузки

\[\frac {I_{H}} {I_{H.a}} = \frac {1} {cos φ_{H}}\]

Дополнительные потери активной мощности в сопротивлении \(R_{Л}\) линии электропередачи обусловлены реактивной составляющей тока нагрузки

\[ΔP_{R_{L}} = I_{H.p.} ^ 2 \cdot R_{Л} = R_{Л} (\frac {Q_{H}} {U_{H}}) ^ 2\]

Дополнительные потери напряжения в линии, обусловленные реактивной составляющей тока нагрузки, составят

\[ΔU_{L_{K}} = I_{H.p.} \cdot ω L_{Л} = ω L_{Л} (\frac {Q_{H}} {U_{H}})\]\[ΔU_{R_{Л}} = I_{H.p.} \cdot ω R_{Л} = R_{Л} (\frac {Q_{H}} {U_{H}})\]\[ΔU_{Л} = \sqrt {ΔU_{L_{Л}} ^ 2 + ΔU_{R_{Л}} ^ 2}\]

Изменение фазы напряжения на нагрузке относительно э.д.с. источника

\[Δφ = φ_{И} - φ_{Н} = arctg \frac {Q_{H} + Q_{L_{Л}}} {P_{H}} - arctg \frac {Q_{H}} {P_{H}}\]

где:: \(Q_{L_{Л}}\) – реактивная мощность линии.

При установке КБ на зажимах потребителя мощностью \(Q_{КБ} = Q_{H}\) (полная компенсация реактивной мощности нагрузки) все дополнительные составляющие (1.16) – (1.18) тока и падения напряжения становятся равным нулю (рис. 1.10,б). Однако при этом не компенсируется реактивная мощность линии \(Q_{L_{Л}}\) и поэтому остаются падение напряжения на сопротивлениях RЛ и ХЛ, обусловленные активной составляющей тока нагрузки \(I_{H.a.}\).

Для компенсации реактивной мощности линии требуется введение дополнительной КБ, например, продольной (рис. 1.9), мощностью \(Q_{ПР} = Q_{L_{Л}}\) В результате потери напряжения снижается до величины падения напряжения \(U_{R_{л}}\) на активном сопротивлении \(R_{Л}\) линии от протекания активной составляющей \(I_{H.a.}\) тока нагрузки (рис. 1.10,в). Тем не менее, для линий 6(10) кВ это заметная величина, поскольку \(X_{Л} ≈ R_{Л}\) (см. Таблица 11:). Особенно остро эта проблема может проявляться в районах с потребителями, расположенными на значительном расстоянии друг от друга. В таких регионах протяженность распределительных сетей 6(10) кВ может быть весьма значительной (до 50-100) км, что влечет за собой резкое увеличение активного сопротивления проводов \(В_{Л}\) и соответственно падения напряжения. Эта проблема достаточно актуальна для российских распределительных сетей, т.к. их развитие часто направлено по пути удлинения существующих линий и подключения новых потребителей вследствие отсутствия капиталовложений для строительства новых подстанций. В этом случае компенсация потерь напряжения осуществляется с помощью совместного использования КБ и вольтодобавочных трансформаторов ВДТ (Рисунок 12:), позволяющих увеличить протяженность линии до 100 км и более [6].

Схема включения вольтодобавочных трансформаторов и конденсаторных батарей для компенсации потерь напряжения в длинных распределительных линиях¶

Вольтодобавочные трансформаторы компенсируют потери напряжения на активном сопротивлении линии, а КБ – на индуктивном сопротивлении линии. При наличии отпаек у последовательной обмотки ВДТ и использовании многосекционных КБ существенно расширяются возможности для обеспечения стабильного напряжения на шинах потребителей. Все оборудование предназначено для наружной установки на опорах ВЛ.

Классификация и характеристика перенапряжений в сетях 6(10)кВ¶

В большинстве случаев сети 6(10) кВ работают с изолированной нейтралью. Если величина емкостного тока сети превышает значения 30 А для сетей 6 кВ и 20 А для сетей 10 кВ, нейтраль электрической сети заземляется через дугогасящий реактор. Сети с изолированной и резонансно заземленной нейтралью могут длительно работать с однофазным замыканием на землю (ОЗЗ). При ОЗЗ линейные напряжения в сети не искажаются, что позволяет не отключать поврежденный участок сети и тем самым не отключать потребителей электрической энергии. В месте замыкания горит дуга. В большинстве случаев она носит неустойчивый характер, что приводит к возникновению коммутационных перенапряжений.

В последнее время все большее распространение получает заземление нейтрали через резистор. Величина резистора подбирается таким образом, чтобы величина активного тока замыкания на землю была соизмерима с емкостной составляющей, обусловленной емкостью сети. Для сетей с небольшими емкостными токами величина резистора, как правило, более 100 Ом. Это заземление носит название высокоомного резистивного заземления. Наличие активного сопротивления в нейтрали сети приводит к стеканию избыточного заряда, накапливаемого на фазных емкостях сети в результате неустойчивого горения дуги. Смещение нейтрали сети в этом случае значительно меньше, а значит меньше и перенапряжения при ОЗЗ.

Внутренние перенапряжения сетей 6(10) кВ подразделяются на два вида:

квазистационарные перенапряжения, которые возникают при неблагоприятных сочетаниях реактивных элементов сети и ЭДС источников питания, имеют длительный характер и существуют до тех пор, пока не исчезнет причина их возникновения;
коммутационные перенапряжения, которые возникают при плановых и аварийных коммутациях электрической цепи.

Квазистационарные перенапряжения¶

Резонансное смещение нейтрали в сети с дугогасящим реактором. Нормальная работа сети с изолированной нейтралью характеризуется наличием на нейтрали некоторого напряжения, называемого напряжением несимметрии. Это напряжение возникает при наличии несимметрии в емкостях отдельных фаз сети или при различной величине проводимостей фаз, обусловленных, например, неодинаковой степенью загрязнения. В этом случае может произойти смещение нейтрали примерно на 0,1-0,2 кВ.

Для сетей заземленных через дугогасящий реактор емкостной ток несимметрии протекает через индуктивность реактора, вызывая резонансное смещение нейтрали, превышающее обычное смещение, но не более чем в 20 раз.

Повышения напряжения в сетях 6(10) кВ при неполнофазных режимах работы сети.

Резонансные повышения напряжения могут возникать не только при естественной несимметрии емкостей фаз, но и при значительной несимметрии емкостей, вызванной обрывом проводов и неполнофазными включениями линий. Предел повышения напряжения определяется насыщением магнитопровода дугогасящего реактора.

В сети без дугогасящего реактора нарушение симметрии сети, вызываемое обрывом проводов с заземлением и без заземления, неодновременным включением и отключением фаз, возможны перенапряжения, обусловленные так называемым «опрокидыванием» фазы трансформатора. Перенапряжения на емкости линии при этом явлении могут достигать 4 \(U_{Ф}\). Явление опрокидывания возникает лишь на линиях определенной длины и слабо загруженных трансформаторах.

Внутренние перенапряжения при дуговых замыканиях на землю¶

Сети с изолированной нейтралью¶

Дуговые замыкания на землю являются самым распространенным видом повреждения в сетях 6(10) кВ. Нарушение изоляции в любой точке сети вызывает замыкание на землю. Характер замыкания может быть различен и зависит от условий в месте замыкания, величины емкостного тока и параметров сети. На практике замыкания делят на три вида: металлическое замыкание, через устойчивую дугу, через перемежающуюся дугу. В случае устойчивого горения дуги в месте замыкания, как и в случае металлического замыкания, кратность перенапряжений невелика (2.4 \(U_{Ф}\)). Она обусловлена переходным процессом в момент замыкания.

Перемежающаяся дуга является своего рода коммутатором, замыкания и размыкания которого приводят к перенапряжениям. Сущность образования перенапряжений в сети с изолированной нейтралью заключается в том, что после погасания дуги на неповрежденных фазах остаются заряды, которые, распределяясь по всей сети увеличивают ее потенциал относительно земли. На этот повышенный потенциал накладывается рабочее напряжение. В результате на поврежденной фазе получается повышение напряжения, которое вызывает повторное зажигание дуги.

Максимальная величина перенапряжений может доходить до 3.2 \(U_{Ф}\), однако это возникает редко, при совпадении ряда условий ( открытая дуга при сильном ветре, дуга в масле, дуга в узкой щели). Длительность предельных перенапряжений (как правило, не более 2-3 с) также ограничена, потому что после серии последовательных зажиганий дуга или окончательно обрывается, или переходит в устойчивую, прожигая изоляцию. Максимальные кратности перенапряжений практически не зависят от номинального напряжения сети и величины емкостного тока. Вероятность появления заданной величины кратности перенапряжений представлена на Рисунок 13:.

Вероятность дуговых перенапряжений¶

Характерными особенностями перенапряжений при перемежающейся дуге являются их значительная длительность по сравнению с другими видами коммутационных перенапряжений, а также то, что они охватывают всю сеть данного напряжения.

В сетях с изолированной нейтралью данный вид перенапряжений не представляет опасности для оборудования с нормальной изоляцией. Для вращающихся машин уровень дуговых перенапряжений лежит выше профилактических эксплуатационных, но ниже заводских испытательных. Поэтому возможны повреждения машин при дуговых замыканиях. Косинусные конденсаторы, соединенные, как правило, в треугольник или звезду с изолированной нейтральной точкой, увеличивают междуфазную емкость и тем самым снижают уровень перенапряжений.

Наличие в сети токоограничивающих реакторов (особенно сдвоенных) вызывает увеличение значений перенапряжений при дуговых замыканиях. Это обусловлено протеканием емкостных токов сети к месту замыкания через индуктивность реактора. Увеличение значений перенапряжений зависит от емкости сети и мощности токоограничивающих реакторов и в среднем составляет 20-30%.

Сети с компенсированной нейтралью¶

Для снижения вероятности возникновения короткого замыкания в месте однофазного повреждения рекомендуется ограничивать уровень емкостных токов замыкания на землю путем установки в нейтрали трансформатора специально настроенных дугогасящих реактров (ДГР). Последние позволяют одновременно снизить уровень дуговых перенапряжений. Полная компенсация емкостных токов снижает уровень перенапряжений до значения 2.6 \(U_{Ф}\). В случае расстройки ДГР уровень перенапряжений повышается. Зависимость кратности перенапряжений для сетей 6-35 кВ от степени расстройки показана на Рисунок 14:.

Зависимость дуговых перенапряжений в сети с компенсированной нейтралью от степени расстройки компенсации¶

Сети с резистивным заземлением нейтрали¶

Заземление нейтрали через активное сопротивление разряжает емкость сети в промежутке между гашениями и зажиганиями перемежающейся дуги, способствуя снижению величины дуговых перенапряжения. Предельное снижение перенапряжений практически наступает при равенстве активной и емкостной составляющей тока в месте замыкания. Правильный выбор высокоомного заземления нейтрали снижает перенапряжения до величины (2.4-2.6) \(U_{Ф}\). Зависимость дуговых перенапряжений от величины активного тока сети представлена на Рисунок 15:.

Зависимость дуговых перенапряжений от отношения активной составляющей тока замыкания к емкостной¶

Коммутационные перенапряжения¶

Включение и отключение воздушных линий¶

При включении ВЛ в нормальном симметричном режиме перенапряжения не превышают 2 \(U_{Ф}\). При наличии в сети ОЗЗ в процессе поиска «земли» перенапряжения увеличиваются и могут достигать (5-6) \(U_{Ф}\), поскольку переходной процесс при включении накладывается на повышенный потенциал сети, обусловленный ОЗЗ. Процесс включения ВЛ при ОЗЗ часто является причиной двойных замыканий на землю.

В сетях с изолированной нейтралью при отключении ненагруженных линии вследствие того, что потенциал нейтрали не фиксирован, возрастает влияние одной фазы на другие и возникают большие перенапряжения. Это способствует более высокому значению восстанавливающегося напряжения на межконтактном промежутке коммутационного аппарата. В результате могут создаться условия для повторных пробоев промежутка (характерно для аппаратов с низкой скоростью движения контактов), что в свою очередь уве- личивает перенапряжения.

Экспериментальные данные показывают, что при отключении ненагруженных линий масляными выключателями перенапряжения в 2% случаев достигают 4.5 \(U_{Ф}\); перенапряжения превышающие 3 \(U_{Ф}\) составляют примерно 7%.

Отключение ненагруженных трансформаторов¶

При отключении ненагруженных трансформаторов с изолированной нейтралью возможность появления напряжения смещения нейтрали приводит к возрастанию перенапряжений. Зафиксированы перенапряжения до 5 \(U_{Ф}\). В 2% случаев перенапряжения превышают 5 \(U_{Ф}\). Уровень пере- напряжений может быть оценен по кривой Рисунок 16:, которая получена при отключении ненагруженных трансформаторов 6(10) кВ с изолированной нейтралью масляными и воздушными выключателями.

Кратность перенапряжений на вторичной стороне отключаемого трансформатора имеет примерно ту же величину, что и на первичной.

Наибольшие перенапряжения возникают при отключении ненагруженного трансформатора сразу после его включения, когда ток намагничивания не достиг установившегося значения.

Кривая вероятностей перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов с изолированной нейтралью¶

В некоторых случаях могут быть опасны перенапряжения, связанные с перегоранием токоограничивающих плавких вставок, если конструкция вставки недостаточно ограничивает перенапряжения.

Всплески перенапряжений при отключении малых индуктивных токов имеют длительность порядка сотен микросекунд по своему характеру близки к грозовым и без труда снижаются ограничителями перенапряжений. На амплитуду перенапряжений оказывает влияние мощность отключаемого трансформатора и емкость элементов сети подключенных к зажимам трансформатора. Первая увеличивает перенапряжения, вторая снижает.

Электрофизические свойства коммутационного аппарата практически не влияют на величину перенапряжений.

Включение и отключение электродвигателей¶

При включении первой фазы двигателя напряжение на емкостях не включившихся фаз двигателя устанавливается через индуктивность двигателя в процессе свободных колебаний системы «кабель-двигатель», частота которых обычно находится в диапазоне 50-300 кГц, а амплитуда 1.8- 2.0Uф. Включение второй и третьей фазы отличается от включения первой наличием начального потенциала на емкостях включаемых фаз. Включение второй фазы с запаздыванием на полпериода собственной частоты колебаний приводит к появлению перенапряжений на уровне 3.3 \(U_{Ф}\).

Если коммутации второй и третьей фаз выключателя происходят после затухания свободных колебаний системы «кабель-двигатель», то перенапряжения составляют (2.6-2.7) \(U_{Ф}\).

Существенное влияние на величину перенапряжений оказывает длина кабеля и емкость фазы двигателя. С ростом длины кабеля возрастает активное сопротивление и как следствие увеличивается демпфирование свободной составляющей переходного процесса. Это в свою очередь приводит к снижению перенапряжений. Максимальные перенапряжения имеют малую вероятность, поскольку требуют совпадения большого числа факторов. Реальный разброс во времени включения фаз приводит к малой вероятности максимальных перенапряжений. Следует отметить, что чем больше временной разброс во включении фаз, тем больше вероятность возникновения максимальных перенапряжений.

В процессе поиска «земли» в сети возможны частые включения и отключения электродвигателей в сеть с заземленной фазой. Если первой к двигателю через кабель подключается неповрежденная фаза сети, то максимальные перенапряжения на этой фазе могут достигать 3.4 \(U_{Ф}\). Если в сети существовала перемежающая дуга, перенапряжения могут составить (5- 6) \(U_{Ф}\). Включение второй фазы вызывает меньшие перенапряжения - до 2.7 \(U_{Ф}\).

Включение двигателя в процессе АВР или АПВ при несинхронном остаточном напряжении двигателя повышает возможные перенапряжения по сравнению с обычным включением до уровня (4.0-4.5) \(U_{Ф}\). Образование перенапряжений аналогично, описанным выше. Разница заключается в начальных условиях. Величина перенапряжений существенно зависит от остаточного напряжения двигателя в момент коммутации. После отключения двигателя от сети напряжение на нем уменьшается постепенно, поскольку магнитный поток двигателя поддерживается за счет токов, индуцируемых в контурах ротора в момент включения. Поскольку двигатель продолжает вращаться за счет запасенной механической энергии, в его обмотках генерируется напряжение. Это напряжение уменьшается вследствие затухания индуктируемых токов и снижения скорости вращения электродвигателя. Процесс снижения напряжения зависит от параметров электродвигателей. Время, за которое напряжение снижается до 0.4 начального значения, колеблется от 0.5 до 2 с.

Величина паузы АПВ определяется свойствами коммутационного аппарата и устройствами релейной защиты. Для сетей 6(10) кВ это время не менее 0.5 с. Поэтому через 0.5 с на двигателе остается напряжение 0.4-0.7 начального значения и максимальное значение перенапряжений при АПВ не превосходит 4 \(U_{Ф}\).

Перенапряжения при отключении высоковольтных асинхронных электродвигателей связаны с особенностями работы дугогасящих камер (срез тока и повторные пробои в межконтактном промежутке).

При отключении вращающегося двигателя главный магнитный поток, связывающий обмотки статора и ротора, в первый момент остается не- изменным, так как поддерживается током в роторе. Этот ток затухает достаточно медленно. Поэтому некоторое время после отключения на зажимах двигателя поддерживается нормальное синусоидальное напряжение. Время поддержания этого процесса зависит от момента инерции ротора. Энергия, запасенная в полях рассеивания статора колебательным образом переходит в емкость фаз двигателя и присоединенного кабеля. Наложение этих двух процессов дает результирующее напряжение на зажимах двигателя.

Отключение вращающегося короткозамкнутого двигателя (холостого или с номинальной нагрузкой) дает обычно умеренные перенапряжения, так как магнитная энергия главного поля постепенно расходуется на нагрев обмотки ротора. Перенапряжения возникают за счет относительно небольшой энергии полей рассеяния статора.

Если двигатель с фазным ротором, отключается из вращающегося состояния при введенном пусковом сопротивлении, то главный магнитный поток спадает быстро и индуктирует в статоре напряжение выше нормального. Величина напряжения может значительно превосходить \(U_{Ф}\) (по опытным данным 4-5 \(U_{Ф}\)).

Наиболее опасно отключение неподвижного двигателя. В особо неблагоприятных условиях были отмечены перенапряжения до 6 \(U_{Ф}\) и более. Источником опасных воздействий, сопровождающих процесс отключения двигателей вакуумными выключателями, является срез тока в вакуумной камере до его естественного перехода через нулевое значение. Так, например, для двигателя, мощностью 630 кВт, при длине кабеля 80 м, кратность перенапряжений при одиночном срезе тока 5 А по расчетам составляет 1.77, а при возникновении повторных зажиганий достигает 6- кратной величины.

Для сравнения уровней внутренних перенапряжений с уровнем изоляции электрооборудования все виды перенапряжений сведены в Таблица 13:.

Характеристика внутренних перенапряжений( сети с изолированной и резонансно заземленной нейтралью)¶
№	Вид перенапряжений	Кратность \(перенапряжений ^ *\)
1	Дуговые замыкания на землю (изолированная нейтраль)	3,0 – 3,5
2	Дуговые замыкания на землю (резонансно заземленная нейтраль)	2,6
3	Дуговые замыкания на землю (резистивно заземленная нейтраль)	2,4 – 2,6
4	Поиск «земли» при ОЗЗ	4,0 – 6,0
5	Резонансные перенапряжения	до 4,0
6	Включение электродвигателей	2,6 – 3,3
7	Включение электродвигателей при наличии в сети ОЗЗ	3,4
8	АПВ и АВР электродвигателей	4,0 – 4,5
9	Включение ВЛ при наличии в сети ОЗЗ	3,0 – 3,5
10	Отключение ненагруженных ВЛ	3,0 – 4,5
11	Отключение ненагруженных трансформаторов	5,0 – 6,0
12	Отключение вращающихся электродвигателей	4,0 – 5,0
13	Отключение заторможенных электродвигателей	5,0 – 6,0

\(^ *\) — Кратность перенапряжений определяется по отношению к амплитуде фазного напряжения сети.

Сравнение допустимых уровней изоляции оборудования и кратностей внутренних перенапряжений показывает, что большинство перенапряжений не опасно для оборудования с нормальной изоляцией. В связи с этим это оборудование требует защиты только от грозовых перенапряжений.

Для оборудования с облегченной изоляцией (вращающиеся машины, конденсаторные батареи и др.) представленные в Таблица 13: уровни перенапряжений превышают допустимый уровень воздействий. Поэтому, для повышения надежности эксплуатации данного вида оборудования в распределительных сетях необходима установка защитных средств.

Включение и отключение конденсаторных батарей¶

Для проведения анализа переходных процессов, возникающих при подключении или отключении конденсатора, необходимо знать полное сопротивление схемы питания.

Такой анализ может быть проведен с рассмотрением следующих вариантов [3]:

к питающей сети подключается один конденсатор;
конденсатор подключается параллельно к уже работающему конденсатору.

Временные диаграммы напряжения и тока при подключении незаряженного конденсатора к питающей сети показаны на Рисунок 17: (а и б); на Рисунок 16: (в) показаны временные диаграммы напряжения и тока при подключении заряженного конденсатора к сети в момент, когда значение напряжения питания максимально. Временные диаграммы напряжений и токов при подключении конденсатора к питающей сети, к которой подключен другой работающий конденсатор, показаны на Рисунок 18: — Рисунок 20:. Временная диаграмма восстанавливающегося напряжения на выключателе при отключении конденсатора в момент прохождения тока через нуль, показана на Рисунок 21:.

В результате анализа могут быть сделаны следующие выводы:

Изменение напряжения и тока имеет наиболее неблагоприятный для схемы питания характер в том случае, когда незаряженный конденсатор включается в момент достижения напряжением максимального значения. В этом случае (если не учитывать демпфирования) в сети возникает импульс перенапряжения с частотой, значительно превышающей частоту питания, и амплитудой, равной максимальному значению напряжения питающей сети в установившемся состоянии. Если работает п секций батареи с емкостью одной секции, равной С, и к ним будет подключена \((n+1)\)-я секция, то амплитуда импульса будет в \((n+1)\) раз меньше. Максимальное значение фазного напряжения в цепи питающая линия — конденсатор не превышает двойного максимального значения напряжения в установившемся состоянии.

Временные диаграммы напряжения и тока при подключении конденсатора к питающей сети:¶

а) – в момент, когда значение напряжения питания u=Um, а конденсатор

не заряжен (\(U_{С} = 0\));

б) – в момент, когда значение напряжения питания u=0, а конденсатор

не заряжен (\(U_{С} = 0\));

в) - в момент, когда значение напряжения питания u=Um, а конденсатор

заряжен (\(U_{С} = U_{m}\)).

Временные диаграммы напряжений и токов при подключении конденсатора к питающей сети, к которой подключен другой работающий конденсатор, в момент, когда напряжение \(u_{c} = U_{m}\), а подключае- мый конденсатор не заряжен (\(U_{С}\) = 0)¶

Временные диаграммы напряжений и токов при подключении конденсатора к сети, к которой подключен другой работающий конденсатор, в момент, когда напряжение \(u_{C} = 0\), а подключаемый конденсатор не заряжен (\(U_{C} = 0\))¶

Временные диаграммы напряжений и токов при подключении конденсатора к питающей сети, к которой подключен другой работающий конденсатор в момент, когда \(u_{C} = U_{m}\), а подключаемый конденсатор заряжен \(U_{C} = U_{m}\)¶

Для батареи конденсаторов и выключателя опасность представляют токовые перегрузки. Если общее сопротивление схемы питания мало, то токовые перегрузки могут достигнуть недопустимо больших значений.

Временная диаграмма восстанавливающегося напряжения при отключении конденсатора в момент, когда \(/_{с}=0\) (\(u_{в}\) — кривая напряжения на выключателе); \(u_{c}\) — кривая напряжения питающей сети в момент отключения конденсатора¶
Значения перенапряжений и сверхтоков при переходных процессах будут невелики в тех случаях, если подключение конденсатора происходит в момент, когда разность между напряжением на конденсаторе и мгновенным значением напряжения сети равна нулю. Так, если конденсатор не заряжен и будет подключен к сети в момент, когда мгновенное значение напряжения питающей сети равно нулю, максимальный ток не будет превышать двойного максимального значения установившегося тока, а напряжение на конденсаторе будет незначительно превышать максимальное значение установившегося напряжения.
Наиболее благоприятный случай имеет место, когда конденсатор, заряженный до максимального значения напряжения, подключается к сети в момент, соответствующий максимальному значению сетевого напряжения. В этом случае в схеме питания переходные процессы практически отсутствуют.
Наиболее благоприятные условия для отключения батареи в реальных схемах (индуктивность питающей линии \(L_{Л} ≠ 0\)) возникают в момент, когда кривая тока конденсатора проходит через нуль. В этом случае максимальное значение восстанавливающегося напряжения на выключателе через 1/2 периода достигает двойного максимального значения напряжения питания.

В случаях применения в схемах компенсации полупроводниковых ключей можно выбирать момент подключения или отключения конденсатора. Поэтому если принять, что подключение происходит в момент, когда напряжение на конденсаторе равно напряжению питающей сети, а отключение — когда ток, проходящий через конденсатор, достигает нулевого значения, то нужно ожидать следующих максимальных переходных значений параметров: двойную амплитуду установившегося тока и двойную амплитуду установившегося напряжения. На практике применяют диодно- тиристорные и тиристорные ключи.

Для выбора обычной коммутационной аппаратуры в цепях присоединения конденсаторных батарей (КБ) необходимо знать максимальную величину тока, возникающего в момент коммутации. Известно, что включение КБ под напряжение сопровождается большим броском переходного тока, который быстро затухает и принимает максимальное значение непосредственно после коммутации

\[I_{mfx} = U \sqrt {\frac {C} {L}} = I_{КБ} \cdot \sqrt {\frac {S_{КЗ}} {Q_{КЗ}}} = \sqrt {I_{КБ} \cdot I_{КЗ}},\]

где:

\(I_{КБ}\), \(Q_{КБ}\) – номинальные значения тока и мощности КБ;

\(I_{КЗ}\), \(Q_{КЗ}\) – ток и мощность короткого замыкания в точке подключения КБ.

Поскольку \(I_{КЗ} >> I_{КБ}\), ток включения может в десятки и даже в сотни раз превосходить номинальный ток КБ. Поэтому целесообразно его ограничение до некоторой допустимой величины путем установки в цепях КБ токоограничивающих реакторов, индуктивность которых для случая включения КБ в сеть определяется выражением

\[L_{P} = L_{C} (\frac {I_{max}} {I_{ДОП}} - 1),\]

где:

\(L_{C}\) – индуктивность питающей сети;

\(I_{ДОП.}\) – допустимый ток включения КБ.

Величина допустимого тока включения КБ определяется, в основном, из следующих соображений:

\(I_{ДОП.}\) не должен быть больше величины, допускаемой ТУ на примененные конденсаторы;
\(I_{ДОП.}\) не должен превышать величины, допускаемой данным

коммутирующим аппаратом (выключателем любого типа, вакуумным контактором и т.п.) по отключающей способности с учетом процессов дугогашения, происходящих при коммутации КБ (пробои, повторные зажигания и т.д.);
\(I_{ДОП.}\) должен быть отстроен по величине или времени от уставки

срабатывания защитных аппаратов (релейных защит или предохранителей) с коэффициентом запаса, определяемым требованиями ПУЭ. В случае ступенчато-регулируемой КБ, каждая ступень коммутируется отдельным аппаратом и имеет свой реактор, эквивалентные параметры которого после включения \((n+1)\)-й ступени имеют вид:

\[L_{ЭКВ} = \frac {L_{P} L_{C}} {L_{P} + N L_{C}} + L_{P}.\]

Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях 6(10) кВ¶

Оценка целесообразной степени компенсации РМ в распределительных сетях¶

Основными потребителями реактивной мощности (РМ) являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле: асинхронные двигатели, индукционные печи, сварочные трансформаторы, выпрямители и т.п., а также звенья электрической сети - трансформаторы, линии электропередачи, реакторы и другое оборудование. По оценке [2] около 60% всей реактивной мощности, связанной с образованием переменных магнитных полей, потребляют асинхронные двигатели и около 25% - трансформаторы.

При оценке потребляемой РМ применяется коэффициент мощности \(cos φ = Р/S\), где \(Р\), \(S\) -соответственно величины активной и полной мощности. Коэффициент мощности является недостаточной характеристикой потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos φ, близких к единице, потребляемая РМ еще достаточно велика. Так, например, при высоком значении \(cos φ = 0,95\) потребляемая нагрузкой РМ составляет 33% потребляемой активной мощности (AM). При \(cos φ = 0,7\) величина потребляемой РМ практически равна величине AM Таблица 14:.

Более удачным показателем является коэффициент РМ \(tg φ = Q/P\), где \(Q\), \(Р\) - соответственно величины РМ и AM. Передача РМ к потребителю и ее потребление в сети приводят к дополнительным потерям AM в распределительных электрических сетях. В Таблица 15: приведен пример расчета полезной AM у потребителя при передаче по сети неизменной AM (\(P = 100%\)) при различных \(cos φ\) и условии, что при передаче этого количества мощности потери AM в сети при \(cos φ = 1\) равны \(ΔP = 10%\). Потери AM в электрической сети:

\[ΔP = \frac {P ^ 2 + Q ^ 2} {U ^ 2} R = \frac {P ^ 2 (1 + tg ^ 2 φ)} {U ^ 2} R = \frac {P ^2 R} {U ^ 2} \frac {1} \cdot {cos ^ 2 φ}\]

где:

\(Р\), \(Q\), \(U\) - соответственно AM, РМ и напряжение в сети;

\(R\) - эквивалентное активное сопротивление сети.

Из выражения (3.1) следует, что при неизменных параметрах передаваемой мощности (\(Р\)), напряжения (\(U\)) и сопротивления сети (\(R\)) величина потерь AM в сети обратно пропорциональна квадрату коэффициента мощности питаемой нагрузки.

Используя эту зависимость, в Таблица 15: определены значения активных потерь в сети при различных \(cos φ\) и неизменной AM, передаваемой по сети. Из Таблица 15: видно, что потери AM в электрической сети быстро растут с понижением \(cos φ\). При \(cos φ = 0,5\) они достигают 40%, а при \(cos φ = 0, 16\) вся AM, передаваемая по сети, расходуется на потери в ней. При этом величина РМ почти в 3 раза превышает AM.

Повышенное потребление РМ из сети при низких значениях cos φ вызывает необходимость увеличения сечений проводов и кабелей в электрических сетях для уменьшения потерь. При \(cos φ ≤ 0,7\) вызываемый перерасход цветных металлов (меди и алюминия) составит более 50%. Низкий \(cos φ\) приводит к излишней загрузке передачей РМ понижающих подстанций, поэтому необходимо увеличивать мощность трансформаторов или их количество. Повышенная загрузка сетей реактивным током вызывает понижение напряжения в сети, а резкие колебания значения РМ - колебания напряжения в сети и, как следствие, ухудшение качества электроэнергии, отпускаемой потребителям.

Значения РМ в зависимости от \(cos φ\) (в % активной мощности)¶
\(cos φ\)	1.0	0.99	0.97	0.95	0.94	0.92	0.9	0.87	0.85	0.8	0.7	0.5	0.316
\(tg φ\)	0	0.14	0.25	0.33	0.36	0.43	0.484	0.55	0.6	0.75	1.02	1.73	3.016
\(Q, %\)	0	14	25	33	36	43	48.4	55	60	75	102	173	301.6

Значение активных потерь в сети при различных \(cos φ\) и неизменной АМ, передаваемой по сети¶
\(cos φ\)	\(tg φ\)	Мощность, Р, %		Активные потери, P, % \(ΔP% = 10%, cos ^ 2 φ\)	АМ у потребителя \((P - ΔP)\) в % от Р
\(cos φ\)	\(tg φ\)	\(Q = P tg φ\)	\(S = P / cos φ\)	Активные потери, P, % \(ΔP% = 10%, cos ^ 2 φ\)	АМ у потребителя \((P - ΔP)\) в % от Р
1	0	0	100	10	90
0.9	0.84	48.4	111.1	12.3	87.7
0.8	0.75	75	125	15.6	84.4
0.7	1.02	102	142.9	20.4	79.6
0.5	1.732	173.2	200	40	60
0.316	3.016	301.6	316.5	100	0

В течение длительного времени не уделялось должное внимание проблемам компенсации РМ (КРМ) в распределительных электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ. Объяснялось это тем, что коммунально- бытовая нагрузка носила преимущественно активный характер из-за особенностей используемых электроприемников (лампы накаливания, электроплиты, электронагреватели и т.п.).

В настоящее время характер коммунально-бытовой нагрузки кардинально изменился в результате широкого распространения новых типов электроприемников (микроволновых печей, кондиционеров, морозильников, люминесцентных светильников, стиральных и посудомоечных машин, персональных компьютеров и др.), потребляющих из питающей сети наряду с AM также и значительную РМ. Еще в 1987 году Министерством энергетики и электрификации СССР была установлена степень КРМ в размере \(cos φ = 0,858\) (\(tg φ = 0,6\)). При этом по различным экспертным оценкам коэффициент мощности в распределительных электрических сетях имеет значение примерно 0,8-0,85 (\(tg φ = 0,75-0,62\)).

В 2007 году в РФ [14] требование к минимальному значению коэффициента РМ для точек присоединения потребителя к электрической сети 10(6)—0,4 кВ было значительно ужесточено и установлен \(cos φ = 0,944\) (\(tg φ = 0,35\)) для сети 0,4 кВ и \(cos φ = 0,93\) (\(tg φ = 0,4\)) для сети 6-20 кВ. Как известно, применение КРМ позволяет значительно улучшить технико- экономические показатели работы распределительных электрических сетей напряжением 6(10)—0,4 кВ за счет:

уменьшения потерь AM;
увеличения пропускной способности понижающих трансформаторов 6(10)/0,4 кВ;
снижения потерь (падения) напряжения в сети;
обеспечения возможности симметрирования напряжений в сетях 0,38/0,22 кВ с разбалансированной нагрузкой.

Уменьшение потерь активной мощности в сетях 6(10) кВ¶

Для оценки степени снижения потерь AM предположим, что N трансформаторных подстанций 10(6)/0,4 кВ (ТП) с установленной номинальной мощностью \(S_{Н}\) (кBA) питаются по радиальной схеме от центра питания (ЦП). Трансформаторы одинаково загружены мощностью \(S\) с коэффициентом мощности \(cos φ\). Кабельные (воздушные) линии при полной КРМ на стороне 0,4 кВ ТП потери AM в распределительной сети будут равны (при пренебрежении потерями РМ в трансформаторах 10(6)/0,4 кВ):

\[ΔP'_{Л} = N (P ^ 2 \cdot R_{OCP} \cdot l_{CP} 10 ^ {-3}) / U_{H} ^ 2, кВт\]

Потери AM при фактической загрузке \(S\) (при отсутствии КРМ):

\[ΔP_{Л} = N (S ^ 2 \cdot R_{OCP} \cdot l_{CP} \cdot 10 ^ {-3}) / U_{H} ^ 2, кВт\]

где:

\(R_{OCP}\) - среднее значение удельного активного сопротивления питающих линий от ЦП до ТП, Ом/км;

\(l_{CP}\) - среднее значение протяженности питающих линий от ЦП до ТП, км;

\(U_{H}\) -номинальное напряжение электрической сети, кВ.

Соотношение величин этих потерь можно характеризовать соответствующим коэффициентом:

\[K_{П} = ΔP_{Л} / ΔP_{Л} ^ э = S ^ 2 / P ^ 2 = 1 / cos ^ 2 φ\]

Чем меньше значение предшествующего коэффициента мощности, тем выше эффективность КРМ (Таблица 16:).

Зависимость КРМ от коэффициента мощности в КЛ и ВЛ¶
\(cos φ\)	0.8	0.85	0.9	0.95	1.0
\(К_{П}\)	1.563	1,384	1,235	1,108	1.0

Зависимость КРМ от коэффициента мощности в понижающих трансформаторах¶
\(cos φ\)	0.8	0.85	0.9	0.95	1.0
\(К_{П}\)	1.446	1,312	1,195	1,091	1.0

Учитывая, что фактический коэффициент мощности в распределительных электрических сетях 10(6)—0,4 кВ составляет порядка 0,8-0,85, несложно видеть, что потери AM в распределительной сети после установки КБ могут быть снижены в 1,38-1,56 раза, или на 27-36%. Потери AM в понижающих трансформаторах 10(6)/0,4 кВ характеризуются более сложной зависимостью по сравнению с линиями электропередачи:

\[\Delta P_{T} = N \cdot (\Delta P_{XX} + \beta ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ}),\]

где:: \(P_{XX}\) — потери холостого хода, кВт; \(P_{КЗ}\) — потери короткого замыкания» кВт; \(\beta = S / S_{HT}\) — коэффициент загрузки трансформатора полной мощностью.

При полной КРМ на стороне 0,4 кВ потери АМ уменьшатся и станут равными:

\[\Delta P_{T}' = N \cdot (\Delta P_{XX} + \alpha ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ}),\]

где:: \(\alpha = P / S_{HT}\) — коэффициент загрузки трансформатора AM.

Соотношение данных потерь можно определить из следующего выражения:

\[K_{П} = (\Delta P_{XX} + \beta ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ}) / (\Delta P_{XX} + \alpha ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ}) (1 + \beta ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ} / \Delta P_{XX}) / (1 + \alpha ^ 2 \cdot \Delta P_{КЗ} / \Delta P_{XX})\]

В частном случае при загрузке трансформаторов на номинальную мощность имеем: \(β = 1\), \(α = P/S_{H} = cos φ\). Тогда последнее выражение может быть приведено к виду:

\[K_{П} = (1 + K_{p}) / (1 + K_{P} \cdot cos ^ 2 φ)\]

где:: \(K_{p} = \Delta P_{КЗ} / \Delta P_{XX}\) - коэффициент, характеризующий соотношение потерь короткого замыкания и потерь холостого хода в трансформаторах мощностью 400-1000 кВА.

Анализ данных, приведенных в Таблица 16: и Таблица 17:, показывает, что за счет потерь холостого хода, которые не зависят от нагрузки, степень снижения потерь AM в трансформаторах при установке КБ будет несколько меньше, чем в кабельных или воздушных линиях. Таким образом, потери AM в понижающих трансформаторах 10(6)/0,4 кВ после установки КБ могут быть снижены в 1,31-1,44 раза, или на 24-31%.

Уменьшение потерь АМ в распределительной сети 0,38 кВ. Известно, что основные потери электроэнергии приходятся на распределительные сети напряжением 0,4 кВ. Рассчитать эти потери можно по выражениям, приведенным выше для сети 6(10) кВ.

При этом установка КБ на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций 10(6)/0,4 кВ не приведет к значительному снижению потерь AM в распределительной сети 10(6)-0,4 кВ. Это может быть достигнуто только при установке КБ на вторичных вводных распределительных пунктах 0,38/0,22 кВ в местах непосредственного потребления РМ.

Увеличение пропускной способности понижающих трансформаторов 10(6)/0,4 кВ. Увеличение электропотребления (в том числе и по причине роста потребления реактивной мощности, как было отмечено выше) приводит к необходимости строительства новых подстанций. В связи с этим оценим эффективность КРМ как альтернативу строительству новых ТП. Величина РМ, которая может быть пропущена через трансформатор при его номинальной мощности \(S_{HT}\), определяется из нижеследующего выражения:

\[Q_{TP} \leqslant S_{HT} \sqrt {(1 - \alpha ^ 2)} = S_{HT} \cdot sin \phi,\]

где:: \(α = Р/S_{HT} = cos φ`\) - коэффициент загрузки трансформатора по AM.

Чем меньше \(α\), тем большую РМ может пропустить трансформатор, и наоборот. При полной КРМ мощность КБ должна быть равна:

\[Q_{КБ} = S_{HT} \cdot sin \phi .\]

После установки КБ высвобождается резерв мощности трансформатора, который может быть определен из выражения:

\[S_{РЕЗ} = S_{HT} \cdot [1 - \sqrt {\alpha ^ 2 + (Q - Q_{КБ}) ^ 2 / S_{HT} ^ 2}].\]

Если \(Q = Q_{КБ}\) (полная КРМ), то последнее выражение существенно упрощается и принимает следующий вид

\[S_{РЕЗ} = S_{HT} \cdot (1 - cos \phi)\]

Появление резерва мощности позволит подключить дополнительную нагрузку без увеличения мощности ТП.

Уменьшение потерь напряжения в распределительных сетях¶

Потери напряжения в кабельных (воздушных) линиях определяются по формуле:

\[\Delta U_{Л} [\%] = (P \cdot R_{o} + Q \cdot X_{0CP}) \cdot l / (10 \cdot U_{H} ^ 2),\]

где:

\(R_{o}\) - удельное активное сопротивление кабельной (воздушной) линии, Ом/км;

\(X_{0CP}\) - среднее удельное индуктивное сопротивление кабельной (воздушной) линии, Ом/км (для воздушных линий \(X_{0CP}\) = 0,3 Ом/км, а для кабельных линий \(X_{0CP}\) = 0,06 Ом/км [2]);

\(U_{H}\) - номинальное напряжение распределительной сети, кВ.

Для кабельных линий с алюминиевыми жилами сечением 120-240 мм удельное активное сопротивление изменяется в пределах 0,258-0,129 Ом/км, что превышает удельное индуктивное сопротивление в 4,3-2,15 раза.

Следовательно, потери напряжения в кабельных линиях зависят в большей степени от передаваемой AM. Поэтому КРМ в кабельных сетях не приведет к заметному изменению диапазона регулирования напряжения.

У воздушных линий соотношение активного и индуктивного сопротивлений носит иной характер и в диапазоне сечений алюминиевых проводов 120-240 мм составляет 0,837-0,41. Это означает, что потери напряжения в воздушных линиях 0,4 кВ существенно зависят от протекающей по ним РМ, что подтверждается данными Таблица 18:.

Потери напряжения в ВЛ 0,4 кВ из-за протекания по ним реактивной мощности¶
Q, квар	Потери напряжения (%) от протекания Q при протяженности ВЛ, км
l, км \(\to\)	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
50	1,875	3,75	5,625	7,5	9,375
100	3,75	7,5	11,25	15,0	18,75
150	5,625	11,25	16,875	22,5	28,125
200	7,5	15,0	22,5	30,0	37,5

В настоящее время в городах и пригородах России наблюдается небывалый объем индивидуального жилищного строительства, в том числе и целых массивов коттеджей, имеющих значительную электрическую нагрузку. Из-за обширной территории, занимаемой этими массивами, и из экономических соображений (стоимость сооружения кабельных линий весьма высока) их электроснабжение осуществляется преимущественно воздушными линиями, имеющими довольно высокий процент падения напряжения.

В максимум нагрузки в осенне-зимний период на вводах в жилые помещения в отдельных регионах наблюдаются крайне низкие уровни напряжений (до 160-170 В), т. е. отклонение напряжения у потребителей в 2-3 раза превышает допустимое по ГОСТ 13109-97, что не позволяет обеспечить нормальную работу электроприемников и зачастую приводит к выходу их из строя. В связи с этим многие индивидуальные потребители вынуждены приобретать и устанавливать достаточно мощные стабилизаторы напряжения для поднятия уровня напряжения. Однако стабилизаторы напряжения, являясь электроприемниками с достаточно низким коэффициентом мощности, способствуют еще большему росту потерь напряжения.

Следовательно, оптимальным выходом из создавшегося положения является, как упоминалось, расширение сферы установки КБ в распределительной сети 0,38/0,22 кВ.

Во многих развитых странах для исключения подобной ситуации электроснабжение нагрузки, распределенной по значительной территории, осуществляется на высоком напряжении воздушными линиями. Электроснабжение потребителей в этом случае осуществляется с помощью столбовых понижающих трансформаторов малой мощности.

Потери напряжения в понижающих трансформаторах 10(6)/0,4 кВ определяются из выражения:

\[\Delta U_{T}[\%] = (P \cdot R_{T} + Q \cdot X_{T}) / (10 \cdot U_{H} ^ 2),\]

где:

\(R_{T}\) - активное сопротивление трансформатора, Ом;

\(X_{T}\) - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

\(U_{H}\) - номинальное напряжение сети, к которому приведены \(R_{T}\) и \(Х_{T}\), кВ;

\(P\), \(Q\) - соответственно активная (кВт) и реактивная (кВАр) нагрузки трансформатора.

В Таблица 19: приведены значения потерь напряжения \(\Delta U_{T}\) (%) в понижающих трансформаторах 10/0,4 кВ при варьируемой мощности БК на стороне 0,4 кВ.

Значения потерь напряжения \(\Delta U_{T}\) (%) в понижающих трансформаторах 10/0,4 кВ при варьируемой мощности КБ на стороне 0.4 кВ¶
\(S_{HT}\), кВА	Мощность КБ, квар
\(S_{HT}\), кВА	0	100	200	300	400	500	600
400	-3,8	-2,675	-1,55	-0,425
630	-4,265	-3,39	-2,519	-1,646	-0,773
1000	-4,276	-3,276	-3,176	-2,626	-2,076	-1,526	-0,976

Примечание

Коэффициент мощности нагрузки принят \(cos φ = 0,8\) при номинальной загрузке трансформатора.

Из приведенных данных следует, что технически наиболее целесообразно применять полную КРМ на стороне 0,4 кВ. В этом случае диапазон регулирования напряжения за счет снижения потерь напряжения в понижающих трансформаторах увеличивается в среднем на +3,4%.

Симметрирование напряжений в распределительных сетях¶

Снижение несимметрии напряжений может быть достигнуто снижением сопротивления сети токам обратной и нулевой последовательностей и снижением значения самих токов. Ввиду того, что сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению токам прямой последовательности, снизить сопротивление участков, общих для токов симметричной и несимметричной нагрузки, можно только выделением нагрузок на отдельные трансформаторы.

Сопротивление токам нулевой последовательности может быть снижено за счет применения трансформаторов 6-10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток «треугольник – звезда с нулем» или «звезда – зигзаг» взамен применяющихся в большинстве случаев схемы «звезда – звезда с нулем». Для действующих трансформаторов сопротивление нулевой последовательности можно уменьшить, установив симметрирующее устройство.

Симметрирование режима в сетях 6-10 кВ, являющихся трехпроводными с незаземленной нейтралью, состоит в устранении только токов обратной последовательности. Это достигается путем распределения суммарной мощности КБ между фазами сети таким образом, чтобы создаваемый ими ток обратной последовательности был по возможности ближе по значению к току обратной последовательности нагрузки и направлен противоположно. Для этого достаточно присоединить КБ к двум междуфазным напряжениям.

Для симметрирования, например, однофазной нагрузки может быть применена схема, предусматривающая присоединение реактора и КБ к оставшимся фазам (Рисунок 22:), известная как схема Штейнметца.

Схема симметрирования однофазной нагрузки¶

При чисто активной нагрузке \(P_{H}\) и подборе мощности реактора \(Q_{L}\) и батареи конденсаторов \(Q_{C}\) в соответствии с выражением

\[Q_{C} = Q_{L} = P_{H} / \sqrt 3\]

схема обеспечивает полное симметрирование нагрузки. Если нагрузка имеет реактивную составляющую, то параллельно ей включают КБ (на Рисунок 22: показана пунктиром).

Таким образом включение конденсаторов разной мощности для симметрирования режима непосредственно на фазные напряжения позволит уменьшить токи нулевой последовательности до допустимого значения и обеспечить одновременно КРМ.

Для таких сетей с разбалансированной нагрузкой разработаны схемы управления однофазными КБ контроллерами (например, типа BR6000 компании Epcos AG). При этом каждый из регуляторов независимо друг от друга коммутирует емкость конденсаторов в контролируемой фазе в соответствии с измеренной в четырех квадрантах комплексной плоскости величиной угла φ.

Поперечная и продольная емкостная компенсация РМ воздушных линий 6(10) кВ¶

Поперечная емкостная компенсация. Основная отличительная особенность ВЛ 6(10) кВ заключается в достаточно большой величине отношения активного \(R_{0}\) и индуктивного \(X_{0}\) погонных сопротивлений

\[R_{0} / X_{0} = 0,5 (АС - 150) – 1,76 (АС - 35)\]

и соответственно потерь активной мощности и напряжения при относительно небольшой длине линии (не более 100 – 150 км).

Известно, что при \(l\) < 300 км можно анализировать стационарные режимы передачи электроэнергии с помощью схем замещения (П-образной или Т-образной), параметры которых полностью соответствуют своим физическим эквивалентам [1].

В соответствии с П-образной схемой замещения линии при потреблении нагрузкой активной мощности [1]

\[P = 3 \cdot U_{2} \cdot i \cdot cos \phi\]

и реактивной мощности

\[Q_{2} = P \cdot tg \phi\]

эквивалентная реактивная нагрузка линии составит

\[Q_{Э} = 3 \cdot tg \phi - 3 \cdot U_{2} ^ 2 \cdot (\omega C_{0} l),\]

где:: \(U_{2}\) – напряжение на приемном конце линии; \(C_{0}\), \(l\) – погонная емкость и длина линии соответственно.

Поперечная емкостная компенсация РМ воздушной линии¶

Если заданным является напряжение \(U_{1}\) на отправном конце линии, которое поддерживается на уровне наибольшего рабочего напряжения \(U_{Ф.Н.Р.}\), то распределение напряжения вдоль линии определяется уравнением [1]

\[\frac {U_{2}} {U_{1}} \cong 1 - \frac {1} {2} \cdot (\frac {P} {P_{H}} \cdot \lambda - \frac {\rho \cdot J \cdot l} {U_{Ф.Н.Р.}} \cdot sin \phi) ^ 2 - (\frac {\rho \cdot J \cdot l} {U_{Ф.Н.Р.}} \cdot cos \phi + \frac {Q_{Э}} {P_{H}} \cdot \lambda)\]

где:

\(P_{H}\) – натуральная мощность линии;

\(ρ\) = 8,3 Ом \(\cdot\) мм/км – удельное объемное сопротивление сталеалюминиевых проводов;

\(J\) – плотность тока в проводах линии.

Как видно, потери напряжения в линии могут быть минимизированы путем обеспечения натурального режима работы (\(P \approx P_{H}\)) и компенсацией реактивной мощности нагрузки (\(cos \phi \approx 1\), а \(Q_{Э} \approx 0\), если пренебречь зарядной мощностью линии). В этом случае остающиеся потери напряжения в линии будут определяться только активным сопротивлением (слагаемое, содержащее \(ρJl\)) и могут быть компенсированы только введением вольтодобавочных трансформаторов (см. разделы 2.6 и 3.5).

Потери активной мощности в линии ограниченной длины могут быть вычислены при пренебрежении емкостным током

\[\Delta P = 3 \cdot I ^ 2 \cdot (R_{0} l) = 3 \cdot \rho \cdot F \cdot l \cdot J ^ 2,\]

где:: \(F\) – сечение проводов линии, \(мм ^ 2\).

При этом реактивная мощность, потребляемая (поскольку \(P > P_{H}\)) собственно линией, может быть вычислена по формуле

\[Q_{Л} = 3 \cdot I ^ 2 \cdot (\omega \cdot L_{0} \cdot l) - 3 \cdot U_{2} ^ 2 \cdot (\omega \cdot C_{0} \cdot l) = 3 \cdot (F \cdot J) ^ 2 \cdot Z_{B} \cdot \lambda - P_{H} \cdot \lambda \cdot (\frac {U ^ 2} {U_{Ф.Н.Р.}}) ^ 2,\]

где:: \(Z_{B}\), \(λ\) – волновое сопротивление и волновая длина линии соответственно.

Волновая длина линии определяется соотношением

\[λ = \frac {\omega} {\nu_{B}} \cdot l = \frac {314,16} {2,945} \cdot 10 ^ {-5} \cdot l \cong 1,07 \cdot 10 ^ {-3} \cdot l (1 / км)\]

и при l = (10-150) км принимает значение λ = 0,0107-0,1605 соответственно (здесь \(\nu_{B} \cong 2,945 \cdot 10 ^ 5\) км/с – скорость распространения лектромагнитной волны вдоль линии).

При полной компенсации реактивной мощности нагрузки (\(cos φ\) = 1) и отсутствия потерь напряжения вдоль линии, т.е. \(U_{2} = U_{Ф.Н.Р.}\), отношение реактивной мощности линии к передаваемой мощности определится выражением

\[\frac {Q_{Л}} {P} = [(\frac {P} {P_{H}}) ^ 2 - 1] \cdot \lambda\]

Как видно, реактивная мощность линии полностью компенсирована \(Q_{Л} = 0\) только при работе в натуральном режиме.

Квазинатуральный режим работы линии может быть обеспечен и при \(P > P_{H}\). Для этого необходимо, чтобы при любой передаваемой мощности эквивалентная емкость линии составляла

\[C_{Э} = (\frac {P} {P_{H}}) ^ 2 \cdot (C_{0} \cdot l).\]

При \(P > P_{H}\) это условие может быть выполнено только в случае установки распределенной вдоль линии дополнительной регулируемой емкости

\[C_{ДОП} = {‎‎\sum}_{n}^{i=1}{C_{ДОП. i}} = C_{Э} - (С_{0} l) = (С_{0} l) \cdot [(\frac {P} {P_{H}}) ^ 2 - 1],\]

которая является источником реактивной мощности (ИРМ), компенсирующей реактивную мощность(индуктивного характера) линии.

Мощность распределенных вдоль линии емкостных ИРМ определяется формулой

\[\frac {Q_{i}} {P_{H}} = 2 [ctg \lambda_{i} - \sqrt {\frac {1} {\sin \lambda ^ 2} - (\frac {P} {P_{H}}) ^ 2}]\]

при подстановке в качестве \(λ_{i}\) волновой длины участка линии между двумя смежными ИРМ.

Физический смысл поперечной емкостной компенсации заключается в том, что введение дополнительной регулируемой емкости \(С_{ДОП}\) уменьшает волновое сопротивление и благодаря этому увеличивает натуральную мощность линии. Однако для этого дополнительная регулируемая емкость должна включаться между проводом линии и землей, т.е. конденсаторы в установке поперечной компенсации должны соединяться по схеме \(Y_{0}\). Таким образом можно искусственно увеличивать натуральную мощность линии до значения предельной \(P_{ПР}\) по допустимому нагреву проводов передаваемой мощности. Для этого потребуется максимальная по величине дополнительная регулируемая емкость

\[C_{ДОП_{max}} = (C_{0} \cdot l) \cdot [(\frac {P_{ПР}} {P_{H}}) ^ 2 - 1].\]

В этом случае может быть обеспечен натуральный режим работы линии при передаче любой мощности вплоть до физического предела, определяемого допустимым нагревом проводов.

Однако включение дополнительной регулируемой емкости существенно увеличит емкостной ток линии, в том числе и при возникновении однофазных замыканий на землю, что неизменно отразится на режиме работы дугогасящих реакторов в сетях с компенсированной нейтралью.

Продольная емкостная компенсация предусматривает включение батареи конденсаторов (БК) в рассечку проводов ВЛ. При коротких линиях (до 300 км) достаточно включение одной БК. Наличие БК приводит к изменению напряжения вдоль линии из-за уменьшения эквивалентного сопротивления

\[X_{Э} = Х - Х_{C}.\]

Необходимая емкость БК может быть найдена из соотношения

\[X_{C} = \omega L \cdot l_{i} [1 - (\frac {P_{H}} {P}) ^ 2].\]

Продольная емкостная компенсация РМ линии¶

Как видно, при \(Р = Р_{Н}\) требуется \(X_{C} = 0\) (БК шунтируется перемычкой), а при \(Р = 2 Р_{Н}\) необходимо \(X_{C} = 0,75 \cdot (\omega \cdot L \cdot l_{i})\).

Наличие БК приводит к изменению напряжения вдоль линии из-за уменьшения эквивалентного сопротивления

\[X_{Э} = X - X_{C} = Z_{B} \cdot \lambda \cdot (\frac {P_{H}} {P}) ^ 2\]

обратно пропорционально квадрату отношения (\(Р / Р_{Н}\)). Однако при этом увеличивается перепад напряжения на БК

\[\Delta U_{C} ^ * = \frac {\Delta U_{C}} {U_{Ф.Н.}} = (\frac {P} {P_{H}} - \frac {P_{H}} {P}) \cdot \lambda,\]

где:: \(U_{Ф.Н}\) – номинальное напряжение линии.

Как видно, перепад напряжения на БК возрастает при увеличении волновой длины линии и передаваемой мощности. Поэтому продольная емкостная компенсация наиболее эффективна на «коротких» линиях (до 300 км) и допустимых перепадах напряжения (10 - 15)%. В этом случае отношение \(Р / Р_{Н}\) может достигать значений (1,5 – 2), а степень компенсации индуктивного сопротивления линии составит \(X_{C} / X\) = 0.56 – 0,75.

Типовая схема мачтовых конденсаторных установок¶

Конденсаторные батареи мачтовые (КБМ) могут использоваться и как средство искусственного увеличения натуральной мощности воздушных линий 6(10) кВ и как средство местного регулирования напряжения в узлах нагрузки распределительной сети 6(10) кВ.

В первом случае КБМ должны распределяться равномерно вдоль ВЛ и обладать сравнительно небольшой мощностью (до 200 квар). Конденсаторы таких КБМ должны соединяться по схеме Y-0, коммутироваться однофазными вакуумными выключателями и снабжаться средствами защиты от перенапряжений (рис. 3.4).

Структурная схема КБМ для увеличения натуральной мощности ВЛ¶

Однофазные вакуумные выключатели позволяют симметрировать напряжение линии, погонные параметры проводов различных фаз которой неодинаковы, что служит источником несимметрии. Однако если такая задача не ставится, то возможно использование трехфазных вакуумных выключателей, хотя это может оказаться менее удобным в эксплуатации.

Команды на включение/отключение вакуумных выключателей формируются контроллером КБМ, который с помощью измерительного трансформатора контролирует линейное напряжение. Контроллер КБМ позволяет при необходимости объединять отдельные одноступенчатые КБМ, выполненные по схеме рис. 3.4, в многоступенчатую КБМ и изменять в зависимости от нагрузки (контролируется датчиками линейного тока и тока конденсаторов) натуральную мощность линии.

Во втором случае (местное регулирование напряжения) требуется большая мощность КБМ (более 200 – 300 квар). Поэтому предпочтительней соединение конденсаторов по схеме «треугольника», поскольку при прочих равных условиях мощность КБМ увеличивается в три раза. Для коммутации такой КБМ достаточно трехфазного вакуумного выключателя. В остальном КБМ не отличается от рассмотренной выше.

Заключение¶

Среди факторов, ограничивающих пропускную способность воздушных линий среднего напряжения (6 – 35) кВ, наиболее значимыми являются допустимые потери напряжения и допустимый нагрев проводов, причем для распределительных сетей 6(10) кВ более жестким является первый фактор. К числу основных методов уменьшения потерь напряжения можно отнести следующие:

повышение номинального напряжения линии. Например, переход с 6 кВ на 10 кВ увеличивает пропускную способность линии в три раза. Недостаток данного метода – необходима реконструкция линии и для этого значительные капиталовложения;

увеличение сечения провода, приводящие к практически пропорциональному уменьшению активного сопротивления инезначительному уменьшению индуктивного сопротивления (см. таблицу 1.11). Однако для реализации данного метода также необходима реконструкция линии;

устройства поперечной компенсации в узлах нагрузки, уменьшающие потери напряжения за счет снижения передаваемой по линии реактивной мощности нагрузки. Однако сохраняются потери напряжения, обусловленные потреблением реактивной мощности самой линией, и не компенсируются потери напряжения на активном сопротивлении линии, обусловленные передачей активной мощности нагрузки;

продольная компенсация, обеспечивающая уменьшение индуктивного сопротивления линии и соответственно компенсацию реактивной мощности линии. Однако при этом не компенсируются реактивная мощность нагрузки потери напряжения на активном сопротивлении линии.

Перечисленные методы можно разделить на две группы – конструктивно-технологические (два первых), наиболее пригодные для реализации на этапе проектирования и строительства новых линий, и схемотехнические (два последних), позволяющие увеличивать пропускную способность существующих линий. При этом метод поперечной емкостной компенсации позволяет компенсировать и реактивную мощность нагрузки и, при определенных условиях (см. раздел 3.5), реактивную мощность самой линии. Об этом свидетельствует и зарубежный опыт, где для этих целей используются мачтовые конденсаторные установки.

В нашей стране этот метод не нашел практического применения для компенсации реактивной мощности линий среднего напряжения, хотя теоретические основы применительно к линиям высокого и сверхвысокого напряжения изложены в работах профессора Александрова Г.Н. Тем не менее, вопросы эффективности поперечной компенсации реактивной мощности ВЛ в условиях отечественных распределительных сетей 6(10) кВ, выбора мощности отдельных КБМ и интервала размещения вдоль линии, выбора средств защиты от перенапряжений, оценки допустимости увеличения емкостного тока линии требует отдельного рассмотрения. При этом необходимо помнить, что потери напряжения на активном сопротивлении сохраняются, хотя и минимизируются до уровня, обусловленного величиной передаваемой активной мощности.

Список использованных источников¶

Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током.- Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1990.- 176с.

Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. - М.: ЭНАС, 2009. – 456с.

Супронович Г. Улучшение коэффициента мощности преобразовательных установок: Пер.с польск. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 136с.

Жуков В.В. (МЭИТУ), Никодиму В.(США) Особенности построения распределительных сетей 6-10 кВ с фидерами большой протяженности //ЭЛЕКТРО.-2001. - №1.-с. 8-10.

Овчинников А. Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,4-6(10) кВ// Новости электротехники. – 2003. - №1.

Васин А.Е., Толкачев А.И. Компенсация падения напряжения в распределительных сетях напряжением 6-10 кВ// ЭЛЕКТРО. – 2007. - №6. – с.34-35.

Жуков В.В., Максимов Б.К., Никодиму В., Бонер А. Построение современных протяженных электросетей 6-10 кВ// Энергетик.- 2002. - №1.

Зуев Э.Н. Взгляд на проблемы передачи электроэнергии// ЭЛЕКТРО. – 2005.- №2.- с.2-8.

Повышение надежности работы электрооборудования и линий 0.4 –110 кВ нефтяной промышленности при воздействиях перенапряжений /Ф.Х.Халилов, В.Г.Гольдштейн, А.Н.Гордиенко, А.А.Пухальский. – М.: Энергоатомиздат 2006. – 356 с.

Энрике Сантакана, Тамми Зукко и др. Технологии передачи и распределения энергии – ключ к повышению энергоэффективности// АББ Ревю.- 2007. - №2.

Линт Н.Т. Экономика строительства линий электропередачи на стальных многогранных опорах //ЭЛЕКТРО. – 2007.- №6.- с.47-53.

Pramayon P., Catehpole P., Guerard S.et al. (WG B2/C1/19 CIGRE) Increasing capacities of overhead lines needs and solutions. Потребность и возможности повышения пропускной способности воздушных линий. Доклад СИГРЭ В2-108, 2008.

Barthold L.D., Douglass D.E., Woodford D.A. Maximizing the capabilitg of existing AC transmission lines. Достижение максимума передающей способности воздушных линий переменного тока. Доклад СИГРЭ В2-109, 2008.

Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения). Утвержден пр.Минпромэнерго России от 22.02.2007 № 49.