Добавки напряжения для трансформаторов

Регулирование напряжения трансформаторами с РПН и ПБВ

В качестве основного способа централизованного регулирования напряжения в электрических сетях применяется регулирование в центрах питания. Трансформаторы, устанавливаемые в центрах питания, имеют, как правило, автоматизированные устройства регулирования напряжения под нагрузкой. Действие РПН характеризуется величиной ступени регулирования, точностью регулирования и выдержкой времени срабатывания. Применяемые в настоящее время трансформаторы с РПН имеют диапазоны регулирования напряжения от ±10 до ±16% при величинах ступеней регулирования от 1,25 до 2%. Так трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ и мощностью более 6300 кВА имеют диапазон регулирования ±16% , т.е. ±9 ступеней по 1,78%.

На точность регулирования существенным образом влияет так называемая зона нечувствительности РПН, под которой понимают диапазон изменения напряжения, не приводящий к срабатыванию аппаратуры регулирования. Идея использования зоны нечувствительности регулирующего устройства представлена на рис. 7.23. Линия 2 обозначает уровень напряжения, соответствующий уставке измерительного органа регулирующего устройства. Линиями 1 и 3 представлена зона нечувствительности. Наибольшее возможное отклонение напряжения от уровня уставки 2, при котором устройство регулирования еще не приходит в действие, называется точностью регулирования. Точность регулирования равна половине зоны нечувствительности. Для того чтобы предотвратить срабатывание устройства при кратковременном изменении напряжения, последнее должно срабатывать по истечении определенной выдержки времени t₁.

Если время превышения напряжением зоны нечувствительности линии 1 превышает время t₁, то через время t₂ (время работы приводного механизма) произойдет переключение ответвлений и напряжение сети изменится на величину ступени регулирования 4. Выделяют также так называемые зоны задержки возврата измерительного органа 4. Эти зоны необходимы для предотвращения вибраций контактов реле при медленных изменениях напряжения вблизи границ 1 и 3 зоны нечувствительности, благодаря чему увеличивается срок службы контактов. До тех пор, пока напряжение находится в пределах зоны 4, контакты остаются надежно замкнутыми. Поэтому, если напряжение вышло из пределов зоны нечувствительности на короткий промежуток времени и затем снова оказалось внутри зоны нечувствительности, но в пределах зоны 4 (время t₄), то контакты реле остаются замкнутыми и через выдержку времени t₁ будет послан импульс на переключение ответвления. В случае превышения напряжения в течение времени t₃ переключения ответвлений не произойдет, так как суммарное время превышения напряжения зоны нечувствительности и нахождения внутри зоны 5 не превысило выдержки времени t₁ .

Зона нечувствительности регулирующего устройства во избежание частых переключений обмоток трансформаторов выбирается на 0,2…0,5% больше величины ступени регулирования. Величина зоны нечувствительности определяет не только качество регулирования напряжения и условия работы переключающего устройства, но влияет так же, как это будет показано ниже, на величину допустимой потери напряжения в сетях.

Выдержка времени позволяет уменьшить число срабатываний РПН, но одновременно снижает качество (точность) регулирования. Опыт эксплуатации показывает, что переключающее устройство РПН работает нормально в течение длительного времени с приемлемым качеством регулирования, если число срабатываний не превышает 20…30 в течение суток.

У трансформаторов с РПН обычно регулировочные ответвления располагаются на стороне высокого напряжения, имеющей меньший рабочий ток, что позволяет облегчить работу переключающего устройства. Переключающее устройство трансформаторов с низшим напряжением 0,23; 0,4; 0,69 кВ, имеющих относительное небольшое число ступеней регулирования, размещается в общем баке трансформатора над магнитопроводом. В трансформаторах с низшим напряжением 6 и 10 кВ с РПН и, имеющих большое число ступеней регулирования (12 и более), переключающее устройство размещается в отдельном баке. Такие трансформаторы устанавливаются в центрах питания объектов.

Переключающее устройство приводится в действие от электродвигателя через приводной механизм. Последний оборудован конечными выключателями, размыкающими электрическую цепь питания двигателя при достижении контактами переключателя крайнего положения.

Переключающее устройство, входящее в комплект РПН, изготовляют с индуктивными (реакторными) или с активными токоограничивающими резисторами.

На рис. 7.24, а представлена конструктивная схема многоступенчатого переключателя реакторного типа РНТ-9, имеющего восемь ступеней и диапазон регулирования ±10%. Переключающее устрой-

ство состоит из сдвоенных переключателей и пары контакторов в каждой фазе, трехфазного реактора и приводного механизма типа ПДП-4У.

Обмотка высокого напряжения трансформатора состоит из нерегулируемой (НО) и регулируемой (РО) частей. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1…9. Переключающее устройство имеет подвижные контакты П1, П2, контакторы К1, К2 и реактор Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки НО трансформатора. Нормальный ток нагрузки обмотки высокого напряжения распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Схемы коммутации переключающего устройства представлены на рис. 7.24, б, в. Вначале отключается контактор К1, затем подвижный контакт П1 переключается на необходимое ответвление 4 и вновь включается К1. При этом секция 4, 5 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Реактор, обладающий значительной индуктивностью, ограничивает уравнительный ток, возникающий в короткозамкнутом контуре из-за наличия напряжения на секции 4, 5 обмотки. Затем отключается контактор К2 и переключается подвижный контакт П2 на контакт ответвления 4 и включается контактор К2.

На рис. 7.25, а представлена схема переключающего устройства типа РНТА с токоограничивающими активными резисторами ТС. Последние предназначены для снижения тока циркуляции, возникающего в короткозамкнутом контуре при переключениях устройства. Переключающее устройство имеет семь ступеней тонкой регулировки ПТР и ступень грубой регулировки ПГР. При переключении в цепи ПТР на одну ступень (например, с 5-й на 4-ую) изменение коэффициента трансформации трансформатора существенно меньше, чем при переключении на одну ступень в цепи ПГР. В качестве приводного механизма используется механизм типа ПДП-4У. Схемы переключений представлены на рис. 7.25, б,в. При включении переключающего устройства, например на неподвижный контакт 5, ток протекает через замкнутый контактор К1. В цепи резистора ТС1 ток не протекает.

При необходимости переключиться на контакт 6 порядок коммутаций следующий. Подвижный контакт П2 переключается на контакт 6, затем размыкается контактор К1 и замыкается контактор К3. Рабочий ток протекает по резисторам ТС1 и ТС2, а в короткозамкнутой цепи контактов 5 и 6 (цепь П1-ТС1-К2-К3-ТС2-П2) возникает циркуляционный ток, величина которого ограничивается резисторами. После размыкания контактора К2 и замыкания контактора К4 рабочий ток протекает по цепи контакт 6-П2-К4 к потребителю.

Рассмотренные переключатели реализуют так называемую схему регулирования на трансформаторах без реверсирования, т.е. регулируемая обмотка включена согласно нерегулируемой обмотке. Имеются также переключатели, реализующие схему регулирования с реверсированием, т.е. за счет дополнительного устройства – реверса имеется возможность включать регулируемую обмотку как согласно нерегулируемой обмотке, так и встречно. Регулирование с реверсированием предоставляет возможность существенно увеличить диапазон регулирования напряжения по сравнению с регулированием без реверсирования.

Одной из основных характеристик переключающих устройств является быстродействие. Существенно уменьшить время коммутации позволяют статические переключатели на тиристорах. Схема такого переключателя с токоограничивающим резистором представлена на рис. 7.26. На рисунке показана регулировочная зона трансформатора, имеющая восемь отпаек, соединенных с его выходом посредством биполярных групп VS1-VS8 на базе управляемых тиристоров. Кроме этого имеется тиристорная переключающая группа VS, соединенная последовательно с токоограничивающим резистором R.

Принцип работы переключателя состоит в следующем. Предположим, что первоначально открыты группы VS 3 и VS 10, а остальные группы закрыты. В этом случае рабочий ток протекает по цепи A - VS 3- VS 10- X. При переходе, например с отпайки группы VS3 на отпайку группы VS4 включается переключающая группа VS. При этом возникает циркуляционный ток в короткозамкнутой цепи R-VS-VS3-R, величина которого ограничивается резистором R. Далее, закрывается группа VS3, открывается VS4 и закрывается VS.

Аналогично выполняются другие коммутации. Биполярные тиристорные группы VS10 и VS11 производят реверсирование регулировочной зоны. Переключатель имеет усиленный блок тиристоров VS9, шунтирующий его при необходимости.

Управление переключателем осуществляет блок автоматического управления (БАУ).

Работа БАУ ограничена временем, необходимым для того, чтобы источники, питающие тиристорные группы VS1…VS11 и VS, вышли на режим, поскольку источником питания системы управления переключателя служит сам трансформатор.

Устройство РПН предусматривает режим ручного, дистанционного и автоматического управления. Последнее осуществляется автоматическим регулятором коэффициента трансформации (АРКТ), который, срабатывая, подает питание на привод. В качестве последнего находят применение приводы типа ПДП-4У, МА-1, МА-2, ПМ-2, МЗ-2 и др.

Структурная схема автоматического регулирования напряжения представлена на рис. 7.27. Для устройств РПН применяют различные системы АРКТ (АРТ-1Н, БАУРПН-2, ВЭИ и др.), но все они, как правило, содержат одни и те же элементы.

Данные системы реализуют принцип регулирования напряжения с токовой компенсацией. Регулируемое напряжение подается на вход измерительного органа (ИО) от трансформатора напряжения ТН. Устройством токовой компенсации ТКучитывается падение напряжения от тока нагрузки. Органами управления (У), выдержки времени (В) и исполнения (И) формируются необходимые команды, соответствующие принятому закону регулирования напряжения, и передаются на приводной механизм (ПМ). Последний приводит в действие переключающее устройство трансформатора Т, уменьшая или увеличивая его коэффициент трансформации.

На потребительских трансформаторных подстанциях (последних перед потребителем), как правило, устанавливаются трансформаторы, оборудованные переключателем ответвлений, позволяющим регулировать напряжение, но только при отключении трансформатора от сети. Такое использование ответвлений называется переключением без возбуждения (ПБВ) и применяется для сезонного регулирования напряжения. Регулирование напряжения осуществляется за счет изменения коэффициента трансформации трансформатора. Современные трансформаторы с ПБВ имеют пять ответвлений, позволяющих получить четыре ступени регулирования напряжения (±2´2,5%).

Схемы переключателя ответвлений и обмоток трансформаторов с ПБВ представлены на рис. 7.28. Основной вывод 3 (рис. 7.28, б) соответствует номинальному коэффициенту трансформации (замыкание подвижным контактом К ответвлений А4, А5 (рис. 7.28, а). Если в этом положении переключателя на первичную обмотку трансформатора будет подано напряжение U₁, равное номинальному напряжению U_1ном.трданной обмотки, то на вторичной обмотке будет напряжение U₂, равное номинальному напряжению U_2ном.тр данной обмотки. Отношение напряжений на первичной и вторичной обмотках трансформатора пропорционально отношению числа витков этих обмоток и определяет коэффициент трансформации трансформатора

Для увеличения напряжения U₂ на стороне низкого напряжения трансформатора необходимо уменьшить коэффициент трансформации (уменьшить число витков w₁), т. е. замкнутьА4, А5 (коэффициент трансформации изменится на - 2,5%) и переключиться на ответвление 4 или замкнуть А5, А6 (коэффициент трансформации изменится на -5%) и переключиться на ответвление 5. И наоборот, чтобы уменьшить напряжение U₂ необходимо переключиться на ответвление 1 или 2 (замкнуть А1, А2 или А2, А3), т. е. увеличить коэффициент трансформации соответственно на 5 или 2,5%.

Переключая ответвления, меняют величину вольтодобавки, получающейся на вторичной обмотке по отношению к номинальному напряжению электропередачи (0,38; 0,66; 6; 10 кВ и т.д.).

Добавка напряжения на любом регулировочном ответвлении определяется по формуле

где - относительная величина номинального напряжения вторичной обмотки;

- относительная величина номинального напряжения первичной обмотки с учетом выбранного ответвления.

Относительные величины номинальных напряжений определяются

где U _i – напряжение на i-й обмотке трансформатора;

U _i_ном– номинальное напряжение электропередачи со стороны i-й обмотки трансформатора.

Так, например, если напряжение, подведенное к трансформатору, равно U₁ = U_1ном.тр= 10 кВ, а переключатель ответвлений установлен на отметку 0% (положение 3), то =U₁ /U_1ном=10/10 =1. На вторичной обмотке будет напряжение, равное U₂ = U_2ном.тр = = 0,4. кВ. В этом случае относительное номинальное напряжение обмотки равно = U₂ /U_2ном= 0,4/0,38 = 1,0526. При этом добавка напряжения

Если напряжение на трансформаторе увеличить на 5%, т.е. U₁ = 10,5 кВ, а переключатель установить на отметке +5% (положение 1), т.е. коэффициент трансформации увеличить тоже на 5% по отношению к номинальному, то на вторичной обмотке трансформатора напряжение будет равно U₂ = U_2ном.тр = 0,4 кВ. Относительные напряжения будут равны = U₂ /U_2ном= 0,4/0,38 = 1,0526 и = U₁ /U_1ном= 10,5/10 = 1,05. Добавка напряжения в этом случае составит .

Для трансформаторов с коэффициентами трансформации 6…20/0,4 кВ значения добавок напряжения приведены в табл. 7.6.

Таблица 7. 6

Добавки напряжения для трансформаторов

КВ с ПБВ

Регулировочное ответвление обмотки первичного напряжения		Значение добавки напряжения трансформатора			Ширина зоны регулировочного ответвления, %
Порядковый номер	%	Обозначение	Точное значение, %	Округленное значение, %	Ширина зоны регулировочного ответвления, %
1	+5	E ₁	0,25	0	2,45
2	+2,5	E₂	2,70	2,5	2,56
3	0	E₃	5,26	5	2,70
4	-2,5	E₄	7,96	7,5	2,84
5	-5	E₅	10,80	10	2,84

На рис. 7.29, а представлены структуры потерь и отклонений напряжения в распределительных сетях высокого и низкого напряжения. Потери напряжения в элементах сети увеличиваются при увеличении нагрузки и принимают наибольшие значения при максимальном ее значении. В этом случае появляется опасность выхода отклонения напряжения удаленного потребителя (7.29, б) за пределы нижней границы допустимого отклонения напряжения . Этого не произойдет, если средствами регулирования поднять уровень напряжения. Принципиально это можно сделать изменением уставки ПБВ трансформатора РТ (изменением вольтодобавки Е _х х-го регулировочного ответвления), но при этом необходимо отключить потребителей. На практике изменение уставки ПБВ осуществляют два раза в год при сезонном изменении нагрузки. Поэтому в этом случае используют РПН трансформатора в ЦП, увеличивая уровень напряжения во всей сети. Однако стремление поддержать уровень напряжения на удаленном потребителе в допустимых пределах, может привести к завышению уровня напряжения на ближайшем к РТ потребителе. Поэтому, величина поддерживаемого отклонения напряжения в ЦП при максимальной нагрузке ограничивается верхней границей допустимого отклонения напряжения на ближнем потребителе А. Если отклонение напряжения на дальнем потребителе Б в данной ситуации будет выходить за нижнюю границу допустимого отклонения напряжения, то это устраняется техническими мероприятиями, в том числе применением местных средств регулирования напряжения.

При снижении нагрузки относительно максимального значения потери напряжения в элементах сети уменьшаются. Если при этом отклонение напряжения в ЦП поддерживается равным , то отклонение напряжения на ближайшем потребителе выйдет за верхнюю границу допустимого отклонения напряжения. Возникает необходимость снижения напряжения в ЦП. Но это снижение также ограничено нижней границей допустимого отклонения напряжения удаленного потребителя. Поэтому при минимальной нагрузке в ЦП должно поддерживаться такое отклонение напряжения , чтобы отклонение напряжения удаленного потребителя не выходило за нижнюю границу допустимого отклонения напряжения.

Однако, если в ЦП поддерживать такое отклонение напряжения чтобы на удаленном потребителе выполнялось соотношение , то из-за наличия зоны нечувствительности ε РПН трансформатора ЦП возможен выход отклонения напряжения на удаленном потребителе за нижнюю границу допустимого отклонения напряжения. Поэтому, при определении необходимо учитывать наличие ε (рис. 7.29, б).

Нормативными документами определено, что в ЦП местных РС должно обеспечиваться централизованное регулирование напряжения с отрицательным статизмом или по так называемому закону встречного регулирования с токовой компенсацией по суммарной нагрузке трансформатора. Для определения параметров этого закона необходимо определить верхний предел регулирования напряжения в ЦП при максимальной нагрузке и нижний предел регулирования напряжения в ЦП при минимальной нагрузке.

Верхний предел регулирования напряжения в ЦП в режиме максимальной нагрузки определяется по соотношению

(7.1)

где Е₁ – вольтодобавка первого регулировочного ответвления РТ ближайшего к ЦП потребителя;

– потеря напряжения от ЦП до ближайшего потребителя в зоне первого регулировочного ответвления РТ в режиме максимальной нагрузки.

Действительно, для того чтобы определить верхний предел регулирования напряжения и при этом обеспечить отклонение напряжения у ближайшего электроприемника не больше допустимого необходимо иметь минимальную вольтодобавку на питающем РТ (см. рис. 7.29, а), а это возможно обеспечить только на первом регулировочном ответвлении ПБВ (см. табл. 7.6).

При определении нижнего предела регулирования напряжения в ЦП в режиме минимальной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства. Как отмечалось выше, при снижении нагрузки до минимального значения, напряжение в сети должно быть уменьшено, но только до такой величины, чтобы отклонение напряжения на наиболее удаленном потребителе не выходило за нижнюю границу допустимого отклонения напряжения.

На рис. 7.30 представлена гипотетическая схема местной распределительной сети из предположения, что расстояния от ЦП до различных РТ пропорциональны указанным на рисунке.

Следует предполагать, что таким критичным удаленным потребителем является Б₁₁, так как уставка ПБВ трансформатора РТ₁₁ выставляется на первом регулировочном ответвлении Е₁ как наиболее близкой к ЦП и, соответственно, имеет минимальную вольтодобавку. Однако, учитывая то, что местные распределительные сети являются разветвленными с большим числом магистралей, с различным числом включенных в магистрали РТ, имеющих различный характер нагрузки, возможны случаи, когда у ближайшего потребителя какого-либо РТ (например, потребитель А₂₁ РТ₂₁ (рис. 7.30) отклонение напряжения будет выходить за верхнюю границу допустимого отклонения напряжения. ПБВ трансформатора такого РТ выставлено на ответвление х с вольтодобавкой Е _х. Таким образом, при определении нижнего предела регулирования напряжения необходимо определять его верхнюю и нижнюю границы.

Нижняя граница нижнего предела регулирования напряжения определяется из соотношения

, (7.2)

где – потеря напряжения от шин ЦП до наиболее удаленного потребителя в зоне первого ответвления ПБВ ближайшего к ЦП РТ (на рис. 7.30 – это РТ₁₁ и потребитель Б₁₁).

Верхняя граница нижнего предела регулирования напряжения определяется

, (7.3)

где – наименьшее значение потери напряжения от шин ЦП до ближайшего потребителя в зоне х-го ответвления ПБВ (на рис. 7.30 – это, например, РТ₂₁ и потребитель А₂₁).

Нижний предел регулирования напряжения в ЦП в режиме минимальной нагрузки определяется из соотношения

. (7.4)

В общем случае, ближайший и удаленный потребители определяются не расстояниями до ЦП, а минимумом и максимумом потерь напряжения. Поэтому, верхнюю и нижнюю границы нижнего предела регулирования напряжения в ЦП в таких случаях нужно определять из соотношений

где k – число РТ в сети.

Уставки ПБВ трансформаторов сети можно определить из соотношения (7.1)

, (7.5)

где – вольтодобавка i-го РТ на х-ом регулировочном ответвлении;

потеря напряжения от шин низкого напряжения i-го РТ до ближайшего потребителя А в зоне х-го регулировочного ответвления в режиме максимальной нагрузки сети.

Зная вольтодобавки ПБВ трансформаторов, можно определить допустимые потери напряжения в сети низшего напряжения каждого РТ

Справедливость данного соотношения следует из рис. 7.31.

Допустимую потерю напряжения в сети высокого напряжения (от ЦП до РТ) можно определить из соотношения

где потеря напряжения от шин ЦП до ближайшего РТ в зоне первого регулировочного ответвления.

ПРИМЕР 7.1. На рис. 7.32 представлена схема распределительной сети 10 кВ находящегося в эксплуатации объекта. Электроснабжение осуществляется от ГПП двумя трансформаторами мощностью по 25 МВ·А, 115/11 кВ, снабженными устройствами РПН.

Определить диапазон регулирования напряжения на шинах 10 кВ ГПП и, при необходимости, выбрать средства местного регулирования напряжения.

Расчетом установлено, что электрически ближайшей точкой сети 10 кВ являются шины А РП-1, а наиболее удаленной точкой шины Б РП-2.

К шинам АРП-1 присоединены трансформатор Т1 мощностью 160 кВ·А с чисто осветительной нагрузкой и трансформатор Т2 мощностью 1000 кВ·А с чисто силовой нагрузкой.

К шинам Б РП-2 присоединен трансформатор Т3 мощностью 400 кВ·А со смешанной нагрузкой.

В табл. 7.7 представлены определенные расчетным путем значения суммарных потерь напряжения от шин ГПП до ближайших и наиболее удаленных электроприемников в сети 380/220 В трансформаторов Т1, Т2, Т3 в режимах наибольшей и наименьшей нагрузки трансформаторов ГПП.

Таблица 7.7

Дата добавления: 2020-12-12; просмотров: 559; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!