3). Расчеты режимов кольцевых сетей

1, 2) Расчет сети по данным конца. Расчет сети по данным начала.

При расчете режима сетей 110 - 220 кВ можно выделить два характерных расчетных случая: расчет сети по заданному напряжению в конце линии (или расчет по данным конца) и расчет, в котором заданным является напряжение в начале линии (расчет по данным начала). На рисунке 9. 1 представлена расчетная схема разомкнутой сети с п нагрузками (а) и ее схема замещения (б). Рассмотрим случай расчета по данным конца. Исходными данными являются: напряжение в конце линии U_nS расчетные мощности нагрузок, а также параметры сети. Расчет ведется от конца линии. По известному напряжению U_n определяются потери мощности на последнем участке линии n

, (9. 1) Находим мощность в начале участка n

, где Q_an - зарядная мощность на участке n. Мощность в конце участка (п-1) по балансу мощности в узле (л-! ) определяется

(9. 3) Падение напряжения на концевом участке п определяется

(9. 4) По известному напряжению U_n и падению напряжения на участке п определяется напряжение в узле n-1 U_n_-1,

(9. 5), или модуль напряжения

(9. 6). Определением напряжения U_n_-1, закачивается расчет режима концевого участка сети. При этом оказываются известными все необходимые данные для расчета, следующего участка. Расчет участка п-1 выполняется по тем же формулам, что и для участка п. Аналогично ведутся расчеты для всех остальных участков. Окончанием расчета является определение мощности S_A и напряжения U _л. В расчетах сети по данным начала, в которых известной величиной является напряжение в точке питания U_А> используется метод последовательных приближений, причем расчеты выполняются в два этапа. В качестве первого приближения (на первом этапе расчета) принимается, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети. При этом условии находится распределение мощностей в сети. В соответствии с обозначениями на рисунке 9. 1 расчет ведется в следующей последовательности. Определяются потери мощности на концевом участке сети

(9. 7) Далее определяется мощность S, в начале этого участка в соответствии с (9. 2). По балансу мощности в узле (п-1) определяется мощность в конце участка п-1 по (9. 3). Аналогично ведется расчет и для всех остальных участков сети. Расчет продолжается до тех пор, пока не определится S_A. На следующем этапе расчета определяются напряжения в узлах нагрузки во втором приближении. Исходными данными для расчета являются: напряжение U _А и найденные в предыдущем этапе расчета мощности в конце каждого из участков. Для головного участка сети U₁=U_A - Δ U₁ (9. 8), где A U, - падение напряжения на головном участке сети. U₁= U_A - Δ U₁- jδ U₁ (9. 9). или в раскрытой форме

, (9. 10) Модуль напряжения в точке 1

(9. 11). аналогично определяются напряжения в других узловых точках сети.

3). Расчеты режимов кольцевых сетей

Наиболее простой замкнутой сетью является кольцевая сеть. Она имеет один замкнутый контур (рисунок 10. 1а). В качестве питательного пункта может быть либо электростанция, либо шины подстанции системы. Если такую сеть разрезать по источнику питания и развернуть, то она будет иметь вид как линии с двусторонним питанием, у которой напряжения по концам равны по величине и по фазе (рисунок 10. 16).

Для расчета сети возьмем схему, приведенную на рисунке 10. 2. Здесь мощности S₁, S₂, S₃ - расчетные на1рузки подстанций. Направление потоков

мощности на участках сети принято условно. Действительное направление определяется в результате расчета.

Исходными данными для расчета сети являются напряжение в центре питания, мощности нагрузок, параметры сети.

Так как напряжения в узлах нагрузки неизвестны, то расчет должен выполняться с помощью метода последовательных приближений.

Так же как и при расчете разомкнутых сетей принимают условие равенства напряжений вдоль линии. Это напряжение принимают равным номинальному. При этих допущениях ток на участках сети определяется

Условие равенства напряжений по концам линии означает равенство нулю падения напряжения в схеме (рисунок 4. 3).

На основании второго закона Кирхгофа запишем

Или

Выразим входящие в это уравнение мощности 2, 3 и 4 ^го участков линии ерез мощность S, и известные мощности нагрузок S₁, S₂, S₃. При неучете потерь мощности можно записать откуда

На основании первого закона Кирхгофа

Подставим (10. 2 - 10. 4) в исходное уравнение (ЮЛ) и после преобразований получим

откуда с учетом обозначений на схеме

Аналогично можно получить

В общем случае при п нагрузках на кольцевой сети

где Z_мА и Z_мВ - сопротивления от точки т_, в которой включена некоторая промежуточная нагрузка S_m, до точек питания А и В соответственно. После определения мощностей, протекающих по головным участкам сети, определяются мощности на остальных участках с помощью закона Кирхгофа, На этом заканчивается первый этап расчета режима этой линии. На втором этапе определяются потери мощности и напряжения в узловых точках сети. Допустим, что в результате первого этапа расчета найдено распределение мощностей, как показано на рисунке 10. 3а.

К точке 2 мощность поступает с двух сторон. Эта точка называется точкой потокораздела и на рисунке отличается зачерненным треугольником.

Для расчета напряжений в узловых точках условно разрежем схему (рисунок 10. 3а) по точке потокораздела (рисунок 1036).

Получим схему, состоящую из двух независимых частей, каждая из которых характеризует разомкнутую сеть с заданными нагрузками и напряжениями U_A=U_B на шинах общего источника питания. Следовательно, дальнейший расчет кольцевой сети должен проводиться так же, как для разомкнутых сетей по данным начала. Для сетей 110-220 кВ учитываются потери мощности и определяются напряжения в узловых точках. Для сетей 35 кВ и ниже напряжения рассчитываются без учета потерь мощности. В ряде случаев оказывается, что после первого этапа расчета могут быть две точки потокораздела: одна по активной, другая по реактивной мощности (рисунок 10. 4а).

Точка 2 - точка потокораздела для активной мощности, а точка 3 - для реактивной мощности. В этом случае кольцевая сеть также условно разрезается по точкам потокораздела и представляется двумя разомкнутыми линиями (рисунок 10. 46).

В эток случае определяются потери мощности на участке между точками потокораздела

Нагрузку в точке 2 принимаем равной

Далее расчет ведем как для двух разомкнутых линий. При выполнении предварительных расчетов, т. е. когда неизвестны

сечения проводов, задаются условием равенства сечения проводов на всех х участках сети. В этом случае отношение х0/r0=const и расчет можно проводить по длине участков. При этом формулы (10. 7) будут иметь вид

4) Расчет линий с двусторонним питанием при различающихся напряжениях источников питания. Линия с двусторонним питанием при различающихся напряжениях по концам относится к числу электрических цепей с независимыми источниками мощности. Для расчета таких линий используется принцип наложения На рисунке 11. 1 приведена исходная схема линии с двусторонним питанием (а) при U_A^U_B, а также две схемы, полученные в соответствии с принципом наложения (б, в). При этом в напряжении на шинах В выделены две составляющие, одна из которых равна напряжению на шинах А, т. е.

Рисунок 11. 1 Токи в исходной схеме рассматриваются как результат суммирования двух систем токов, одна из которых определяется действием напряжений U_A-U_B при АЕ = 0 (рисунок 11. 16), а другая возникает под действием дополнительной э. дх АЕ при U_A^U_B^ О (рисунок 11. 1 в). Приведенные схемы позволяют выполнить точные расчеты режима исходной схемы. Если предположить для схемы рисунка 11. 16, что напряжение в точке 1 и 2 равно номинальному, то для расчета этой схемы можно использовать формулы, полученные для кольцевой сети. При расчете схемы рисунка 4. 6в на! рузки узловых точек 1 и 2 можно исключить из схемы (токи в ветвях не потекут), а в линии будет протекать только уравнительный ток, вызванный действием подключенной Δ Е

В результате наложения двух расчетов получаем мощности на головных участках линии

В общем случае при п нагрузках с учетом (11-2) эти формулы могут быть записаны в виде

Дальнейший расчет заключается в определении точки потокораздела и в определении напряжений в узловых точках, так же как и в кольцевых сетях.

5) Преобразование при расчете схем электрических сетей. Перенос нагрузок в другие точки сети.

Если в схеме существуют промежуточные нагрузки, то эквивалентирование осуществить нельзя. Для этого делают так называемый перенос нагрузок в другие точки сети. При этом режим сети до переноса и после должен оставаться неизменным. Вывод зависимостей, определяющих величины переменных нагрузок, можно сделать для общего случая, когда между точками сети, в которые требуется перенести нагрузку, имеется несколько потребителей энергии Рассматривая сеть как линию с двусторонним питанием и принимая напряжения во всех узлах одинаковыми по величине и фазе в соответствии с (10. 7), определим мощности, вытекающие из точек А и В. (12. 1), (12. 2)

Если перенести нагрузку S1, в точки А и В, то схема участка сети примет вид {рисунок 12. 2б), а мощности S_A и S_B определяются (12. 3), (12. 4), где Z_AA=Z_BB=0.

Так как применение нагрузок не должно менять режима сети, находящейся за границами рассматриваемого участка, то S_A=S_A и S_B=S_B. Приравнивая уравнения (12. 1) и (123), а также (12. 2) и (12. 4), получим и . Аналогично в общем случае для любой промежуточной нагрузки можно найти , .

6) Преобразование схем из треугольника в звезду и обратное. Иногда при расчете сети требуется произвести преобразования треугольника в эквивалентную звезду и обратно (рисунок 12. 3). Рисунок 123 Сопротивления лучей эквивалентной звезды определяются

(12. 6) Обратные преобразования

(12. 7)

При развертываний преобразований схемы в исходную необходимо найти распределение мощностей на сторонах треугольника по полученному распределению мощностей в лучах эквивалентной звезды. Примем условно, что в лучах звезды получено распределение мощностей в соответствии с рисунком 12. 3. Мощности на сторонах треугольника получаем, исходя из равенства векторов падений напряжения на любой стороне треугольника и смежных ей лучах звезды. Задавшись направлениями мощностей на сторонах треугольника и определив токи на участках по номинальному напряжению сети, получим

, откуда

, (12. 8). Если результат получится с отрицательным знаком, то условно принятое направление мощности на этой стороне треугольника следует изменить на обратное.

9) Шунтирующие реакторы.

Шунтирующие реакторы можно применять для регулирования реактивной мощности и напряжения. Реактор — это статическое электромагнитное устройство, предназначенное для использования его индуктивности в электрической цепи. Активное сопротивление реактора очень мало. Шунтирующие реакторы рассчитаны на напряжения 35– 750 кВ и могут, как присоединяться к линии (рис. 4. 14), так и включаться на шины подстанции. Реактор потребляет реактивную мощность, которая в зоне линейности его электромагнитной характеристики зависит от квадрата напряжения. Используются нерегулируемые и регулируемые шунтирующие реакторы. С точки зрения регулирования нерегулируемый реактор характеризуется лишь двумя дискретными состояниями: «включено» – при этом потребляется номинальная реактивная мощность Q_Рном или близкая к ней, «отключено»–при этом Q_P=0. При допустимых отклонениях напряжения на шинах высшего напряжения подстанций, к которым подключаются шунтирующие реакторы, потребляемая реактивная мощность Q_p изменяется в пределах (0, 8—1, 1) Q_p_._hom.

Регулируемые или управляемые реакторы изменяют потребляемую реактивную мощность по сигналам управления, что более эффективно для регулирования напряжения и реактивной мощности. Управление реактором осуществляется в результате целенаправленного изменения его параметров с помощью подмагничивания. Такое подмагничивание возможно для управления только реактором, имеющим магнитопровод из ферромагнитного материала.

Возможно несколько видов подмагничивания. Диапазон регулирования Q_p регулируемого реактора определяется его конструкцией и зависит от напряжения. Реакторы с подмагничиванием используются в фильтрах высших гармоник, а также являются эффективным средством ограничения колебаний напряжения в электрических сетях (см. гл. 5). В настоящее время реакторы с подмагничиванием и соответствующие регуляторы для автоматического регулирования режимов их работы находятся в стадии разработок и опытно-промышленной эксплуатации [13].

Кроме шунтирующих реакторов в электроэнергетических системах применяются заземляющие реакторы для компенсации емкостных токов на землю и токоограничивающие реакторы для ограничения тока КЗ.

10) Расстановка компенсирующих устройств. Суммарная мощность Q_K компенсирующих устройств (КУ) в системе может быть определена из условия баланса реактивной мощности (4. 13) либо из условий уменьшения потерь мощности или регулирования напряжения. Степень оснащения компенсирующими устройствами у характеризуется отношением их суммарной мощности в мегаварах к максимальной активной нагрузке энергосистемы Рнб, МВтю В большинстве отечественных энергосистем показатель не превышает 0, 25—0, 3 с учетом КУ, установленных в сетях промышленных предприятий, что йвно недостаточно. Для преодоления отставания в оснащенности КУ величина у в ближайшем будущем должна быть доведена до 0, 45 Мвар/МВт. Задача расстановки КУ состоит _в определении мощности КУ, устанавливаемых на каждой из подстанций системы. До недавнего времени мощность компенсирующих устройств на промышленных предприятиях выбиралась по нормативному средневзвешенному Коэффициенту мощности. Он должен быть не ниже 0, 92—0, 95ю Сейчас в качестве критерия, степени компенсации реактивной мощности принята разрешаемая энергосистемой к использованию реактивная мощность в часы максимума нагрузки энергосистемы. Энергосистема определяет значения реактивной мощности Q_c, передаваемой по сети системы для режимов максимума и минимума активных нагрузок системы и для послеаварийных режимов. Рассмотрим выбор и расстановку компенсирующих устройств с помощью упрощенного способа из условия равенства коэффициентов мощности на отдельных подстанциях. Именно такой упрощенный способ применяется в большинстве учебных курсовых проектов ц₀ электрическим сетям. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанции в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки (см. § 5. 3).

11) Показатели качества электроэнергии.

Показатели качества электроэнергии подразделяются на две группы: основные и дополнительные. Основные показатели определяют свойства электроэнергии, характеризующие ее качество.

К основным показателям качества электроэнергии, для которых установлены допустимые значения относятся: отклонение частоты, отклонение напряжения, колебание напряжения, коэффициент γ -й гармонической составляющей, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряжений. Отклонение частоты - это разность между действительным и номинальным значением частоты. Δ f=f-f_ном.

Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент времени определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. Поэтому отклонение частоты - это общесистемный показатель качества электроэнергии. В реальных режимах электрических сетей напряжения в узловых точках всегда отличаются от номинальных. Поэтому показатели качества напряжения имеют разные значения в различных точках электрической сети. Отклонение напряжения - это разность между действительным значением напряжения и его номинальным значением δ U_y=U-U_ном.

или в процентах от номинального δ U_y= (U- U_ном)*100/ U, (13. 1)

Колебание напряжения — это разность между наибольшим и наименьшим значением напряжения, в % от номинального δ U_t_%=( U_max - U_min)*100/ U_ном, (13. 2)

Коэффициент обратной последовательности напряжения - это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений % K₂_U=U₂₍₁₎*100 /U_ном., (13. 3), где U₂₍₁₎ действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений. Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности напряжений К_ои трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент К_оиопределяется аналогично (13. 3), только вместо U₂₍₁₎ используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты U₀₍₁₎.

Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений , где U_γ - действующее значение γ -й гармонической составляющей напряжения, γ - порядок гармонической составляющей напряжения; n - порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

Допустимые значения показателей качества электроэнергии:

	Нормальное	Максимальное
Установ-ся отклонение напр-я, %	±5	±10
Коэф-нт несинусоидальности, % не более, в Эл. сети напряжением
до 1 кв
6-20 кВ
35 кВ
110 кВ и выше
Коэф-нт обратной посл-сти напряжений, %, не более
Коэф-нт кулевой посл-сти напряжений, %, не более
Отклонение частоты, Гц	±0, 2	±0, 4

12) Влияние качества электроэнергии на работу электрооборудования и сетей. Качество электроэнергии характеризуется определенными показателями, относящимися к частоте переменного тока и режиму напряжений. Качество электроэнергии влияет на работу электроприемников, а также на работу электрических аппаратов, присоединенным к электрическим сетям. Все электроприемники и аппараты характеризуются определенными номинальными параметрами (f_ном, U_ном, I_ном и т. д. ). Обычно предполагается, что работа при этих параметрах является наиболее целесообразной с технической и экономической точек зрения. В настоящее время очень много электроприемников (прокатные станы, дуговые сталеплавильные печи, выпрямительные установки, электрифицированный транспорт, электролиз) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью, их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Все это приводит к нарушению качества электроэнергии.

19) Регулирование напряжения изменением сопротивления сети.

Напряжение у потребителей зависит от величины потери напряжения в сети, которое в свою очередь зависит от параметров сети. В питающих сетях, где х „ > r ₀, потеря напряжения в значительной степени определяется реактивным сопротивлением линии, которое мало зависит от сечения. Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Потеря напряжения в сети определяется выражением . Чтобы изменить реактивное сопротивление необходимо включить в линию конденсаторы. При этом потеря напряжения в линии (16. 1). Последовательное включение конденсаторов в линию называют продольной компенсацией. Установка продольной компенсации (УПК) дает возможность компенсировать индуктивное сопротивление и уменьшить потерю напряжения в линии (рис. 16. 1)

На рисунке 16. 1 б векторная диаграмма токов и напряжений линии с УПК, Вектор падения напряжения на конденсаторе U_к= jIX_к (отрезок ее, ) сдвинут по фазе на 180° относительно вектора падения напряжения на индуктивном сопротивлении линии U_л = jIX (отрезок вс). Соответственно этому потеря напряжения в линии Δ U' определяется отрезком ad₁ (вместо ad в линии без конденсаторов). Таким образом, последовательно включенные в линию конденсаторы компенсируют часть ее индуктивного сопротивления и тем самым уменьшают реактивную составляющую потери напряжения в линии. Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, выраженное в процентах, называется степенью компенсации С=Х_к*100/Х, (16. 2)

На практике применяют частичную компенсацию (С< 100%) реактивного сопротивления линии. Полная или избыточная компенсация (0100%) в распределительных сетях обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети перенапряжений. Применение УПК позволяет улучшить режимы напряжений в сетях. Наиболее эффективно применение УПК для снижения отклонений напряжения на перегруженных радиальных линиях.

15) Регулирование напряжения на электростанциях Генераторы электростанций являются только вспомогательным средством регулирования, потому что имеют недостаточный диапазон регулирования напряжения, кроме того, трудно согласовать требования по напряжению удаленных и близких потребителей. Как единственное средство регулирования генераторы применяются только для нагрузки, питающейся от шин генераторного напряжения. Повышающие трансформаторы на электростанциях с номинальным напряжением обмотки ВН 110-220кВ также являются вспомогательным средством регулирования напряжения, потому что имеют предел регулирования ±2х2, 5 % U_{в. ном}, и с их помощью нельзя согласовать требования по напряжению близких и удаленных потребителей. Повышающие трансформаторы 330, 500, 750кВ выпускаются без устройств для регулирования напряжения.

13) Методы регулирования напряжения.

Рассмотрим на примере распределительной сети, присоединенной к шинам центра питания (ЦП), какие способы изменения и регулирования напряжения могут быть применены для обеспечения технически допустимых отклонений напряжений у электроприемников. Величина этих отклонений зависит от многих факторов: режима напряжений в центре питания, потери напряжения в элементах сети, наличия в этой сети дополнительных регулирующих устройств.

На рисунке 14. 1 представлена схема распределительной сети

Для данной схемы запишем выражение, связывающее отклонение напряжения V" _lin на шинах ЦП и отклонение напряжения у электроприемника ЭП. (14. 4), где V_ЦП и V_ЭП - текущие значения отклонения от номинального напряжения; Δ U_ЦП-ЭП- сумма значений потерь напряжения в п элементах сети (линиях, трансформаторах), включенных последовательно между ЦП и ЭП. (14. 5), где - сумма добавок напряжения, получаемых за счет выбора различных коэффициентов трансформации у m включенных последовательно на участке ЦП-ЭП нерегулируемых и регулируемых трансформаторов или автотрансформаторов;

Р_к, Q_K - соответственно активная и реактивная мощности на участке " к" сети;

R_K и Х_к - активное и реактивное сопротивление к-го элемента сети.

Формула (14. 4) справедлива как для максимального, так и для минимального режимов , (14. 6а, б)

Вычитая (14. 6 б) из (14. 6 а), получим выражение для возможного диапазона отклонений напряжений на шинах ЭП в рассматриваемых условиях (14. 7)

Из анализа приведенных формул видно, что для обеспечения некоторых заранее заданных значений отклонений напряжения у ЭП могут быть использованы следующие способы:

а) изменение режима напряжений или регулирование напряжения на шинах ЦП;

б) изменение значения потери напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или на нескольких участках сети одновременно;

в) изменение коэффициента. трансформации нерегулируемых и регулируемых под нагрузкой трансформаторов и автотрансформаторов, включенных на участках сети ЦП-ЭП. При этом изменяются величины соответствующих добавок напряжения.

Регулирование напряжения на ЦП обычно приводит к изменению режима напряжений во всей присоединенной к ЦП сети. Поэтому данный способ регулирования называют централизованным регулированием напряжения. Все остальные способы относятся к так называемому местному регулированию напряжения, приводящему к изменению режима напряжений в ограниченной части распределительной сети. Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное - в основном в специальных целях. Нагрузка потребителей меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая нагрузка в течение года бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая - в летний период. В этом случае имеет место так называемое встречное регулирование напряжения. Оно заключается в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, то также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Предусматривает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций в период наибольшей нагрузки и его снижения до номинального в период наименьшей нагрузки. В режиме наибольших нагрузок напряжение увеличивают до значения U2=1, 05*U_ном. А в режиме наименьших нагрузок U2=1, 0*U_ном.

14 Встречное регулирование напряжения. Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис. 5. 2, а, где трансформатор аналогично рис. 3. 5 представлен как два элемента — сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис. 5. 2, а приняты следующие обозначения: U — напряжение на шинах Рис. 5. 2. Встречное регулирование напряжения: а — схема замещения; б — эпюры напряжений центра питания; U_2в — напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U_2н — напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U₃ — напряжение у потребителей. Напряжение на шинах ВН районной подстанции Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе Δ U_т, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации (см. § 3. 8), что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

На рис. 5. 2, 6 представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в процентах номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и Δ U на поле этого рисунка. Из рис. 5. 2, б (штриховые линии) видно, что если п_т — = 1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т. е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А я В), будут работать в недопустимых условиях. Меняя коэффициент трансформации трансформатора районной подстанции л_т, изменяем U_2н, т. е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис. 5, 2, б). В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U₂n до величины, как можно более близкой к U_HOM. В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U₂n до величины, наиболее близкой к 1, 05—1, 1U_ном. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

16 Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов.

Трансформаторы и автотрансформаторы, кроме основных ответвлений, имеют еще и дополнительные регулировочные ответвления. Изменяя эти ответвления, можно изменить коэффициент трансформации (в пределах 10-20 %).

По конструктивному исполнению различают трансформаторы двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т. е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН), Регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора. При этом облегчается переключающее устройство.

В настоящее время все трансформаторы 35 кВ и выше имеют устройства РПН. Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, его необходимо отключить от сети. Такие переключения производятся редко только при сезонном изменений нагрузок.

Трансформаторы с ПБВ изготовляются с основным и некоторыми дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению сети, к которой присоединяются данные трансформаторы (6, 10 кВ). При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называется номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5; +2, 5; -2, 5 и -5%,

Трансформаторы со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и величиной диапазона регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН на 115 кВ предусматриваются диапазоны регулирования ±16% при ±9 ступенях регулирования по 1, 78% каждая.

На рисунке 15 Л представлена принципиальная схема трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей -нерегулируемой " а" и регулируемой " б".

На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1-4. Ответвления 1-2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки. При включении ответвлений 1-2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3-4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН грансформатора является точка 0. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым.

На регулируемой части " б" обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов " в" и V, контакторов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки " а" трансформатора. В переменном режиме ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток маленький и потеря напряжения в реакторе небольшая.

Допустим, что требуется переключить устройство РПН с ответвления 2 на 1. При этом отключают контактор К1, переводят подвижный контакт " в" на контакт ответвления 1 и опять включают контакт К1. Таким образом, секция 1-2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает в результате наличия напряжения на секции 1-2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

Реактор и все неподвижные и подвижные контакты, переключающие устройства размещают в баке трансформатора. Контакторы помещают в отдельном стальном кожухе, залитом маслом и укрепленном снаружи бака трансформатора. Такая конструкция облегчает проведение ревизии контактов и смену масла.

При реконструкции существующих сетей, в которых имеются трансформаторы без регулировки под нагрузкой, используют так называемые линейные регулировочные трансформаторы (ЛР). Для регулирования напряжения они включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором (рисунок 15. 2 а). Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линию (рисунок 15. 2 б).

Автотрансформаторы 220 кВ и выше выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения. В этом случае можно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации только для обмоток высшего и среднего напряжения. Если требуется одновременно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений, то необходимо установить дополнительно линейный регулятор последовательно с обмоткой низшего напряжения автотрансформатора. По экономическим соображениям такое решение оказывается более целесообразным, чем изготовление втотрансформаторов с двумя встроенными устройствами РПН.

18)Линейные регуляторы и вольтодобавочные трансформаторы

Линейные регулировочные трансформаторы (ЛР) и последовательные регулировочные (вольтодобавочные) трансформаторы (ВДТ) применяются для регулирования напряжения в отдельных линиях или в группе линий. Так, они применяются при реконструкции уже существующих сетей, в которых используются трансформаторы без регулирования под нагрузкой. Линейный регулировочный трансформатор - статический электрический аппарат, который состоит из последовательного 2 и питающего 1 трансформаторов (рис. 9. 9, б). Первичная обмотка 3 питающего трансформатора может получать питание от фазы А или от фаз В, С. Вторичная обмотка 4 питающего трансформатора содержит такое же устройство переключения контактов под нагрузкой 5, как и в РПН. Один конец первичной обмотки 6 последовательного трансформатора подключен к средней точке 4 вторичной обмотки питающего трансформатора, другой - к переключающему устройству 5. Вторичная обмотка 7 последовательного трансформатора соединена последовательно с обмоткой ВН силового трансформатора, и добавочная ЭДС DЕ в обмотке 7 складывается с ЭДС в обмотке ВН. Если на первичную обмотку 3 питающего трансформатора подается напряжение фазы А, то ЭДС обмотки ВН силового трансформатора с помощью устройства РПН, описанного выше, регулируется по модулю (рис. 9. 9, г). При этом Е_АS- модуль результирующей ЭДС обмотки ВН силового трансформатора и обмотки 7 линейного регулятора - равен: Е_АS=Е_А+DЕ, где Е_А - модуль ЭДС в фазе А обмотки ВН силового трансформатора Если обмотка 3 подключается к двум фазам В и С, то результирующая ЭДС обмоток ВН и 7 изменяется по фазе (рис. 9. 9, д): Е_АS=Е_А+DЕ, Регулирование напряжения по модулю, когда Е_А и DЕ совпадают по фазе (рис. 9. 9, г), называется продольным. При таком регулировании коэффициент трансформации n- действительная величина. Регулирование напряжения по фазе, когда Е_А и DЕ сдвинуты на 90° (рис. 9. 9, д), называется поперечным. Регулирование напряжения по модулю и фазе называется продольно-поперечным (рис. 9. 9, е). В этом случае обмотка 3 подключена к фазам А и В. При поперечном и продольно-поперечном регулировании коэффициент трансформации n - комплексная величина. Линейные регулировочные трансформаторы большой мощности изготовляются трехфазными, мощностью 16-100 MB. А с РПН ±15%, на 6, 6-38, 5кВ; последовательные регулировочные трансформаторы - трехфазными мощностью 92 и 240 MB. А на 150 и 35кВ.

20) Регулирование напряжения изменением потоков реактивной мощности. Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами станций, нои другими источниками реактивной мощности, компенсирующими устройствами КУ, в качестве которых могут использоваться батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы (двигатели). Мощность КУ для установки в сети определяется специальными технико-экономическими расчетами с учетом баланса реактивной мощности в соответствующем узле электрической системы. Установка КУ позволяет¹улучшить режим напряжения в сети и у потребителей электроэнергии. На рисунке 17 1а представлена упрощенная схема электрической сети, состоящей из линии с сопротивлениями R и X. В конце линии параллельно нагрузке включена неуправляемая батарея конденсаторов БК, генерирующая реактивную мощность jQ_K. При включении БК по линии передается меньшая реактивная мощность, равная Q_H-Q_K, что приводит к снижению потери напряжения и изменению режима напряжений в данной сети. Потеря напряжения в линии при установке БК определяется , (17. 1). На рисунках 17. 1б, в приведены векторные диаграммы напряжении и мощностей соответственно для режимов максимальных и минимальных нагрузок. Из диаграммы видно, что в режимах максимальных нагрузок при наличии БК уменьшается величина падения напряжения в сети (равная геометрической разности отрезков ос и оа при отсутствии БК и отрезков ос и оа при наличии БК). Таким образом, при некотором заданном напряжении U, в начале линии при наличии БК улучшается режим напряжений в конце линии. В режимах малых нагрузок резко уменьшаются размеры треугольника падений напряжения abc, соответствующего мощности нагрузки. В то же время размеры треугольника падения напряжения cde, соответствующего мощности БК, остаются практически неизменными. В этих режимах напряжение U₂ в конце линии может превышать напряжение \J_X₉ что иногда может оказаться нежелательным или недопустимым. Отсюда следует, что возможно и целесообразно автоматически изменять мощность БК в целях регулирования напряжения в сети. Аналогичное изменение режима напряжений в сети имеет место в случае не пол ьзования в качестве компенсирующего устройства синхронных компенсаторов (двигателей). В режиме перевозбуждения СК генерирует реактивную мощность jQ_c_> а в режиме перевозбуждения потребляет jQ_c. Это свойство синхронных компенсаторов может быть использовано как для повышения, так и для снижения напряжения на шинах нагрузки при неизменной величине напряжения в начале линии. Влияние СК на режим напряжений в сети показано на рисунке 17. 1 в, г. При этом условно принято, что мощность КУ в режиме максимальных нагрузок равна мощности БК, т. е. jQ_c= jQ_K. В режиме малых нагрузок СК потребляет реактивную мощность jQ; (рисунок 17Лг).	7, 8) Источники реактивной мощности в электрических сетях Кроме генераторов, источниками реактивной мощности могут быть и другие устройства, располагаемые на подстанциях или непосредственно у потребителей электроэнергии. К числу таких устройств относятся синхронные компенсаторы - вращающиеся машины с явнополюсным ротором, на котором располагается обмотка возбуждения. Режим синхронного компенсатора подобен режиму синхронного двигателя, который работает в режиме холостого хода. На. рисунке 8. 1 представлена схема замещения и векторная диаграмма синхронного компенсатора, на основании которой ток синхронного компенсатора определяется А следовательно, мощность на его зажимах: Выражение (8. 1) показывает, что величина и знак мощности синхронного компенсатора зависят от соотношения между э. д. с. компенсатора и напряжением в точке включения его в сеть. Электродвижущая сила определяется величиной тока возбуждения, причем росту тока возбуждения соответствует увеличение э. д. с. Для тока возбуждения можно принять такое значение, при котором . В этом случае мощность синхронного компенсатора . При некотором увеличении тока компенсатор выдаст определенную реактивную мощность . Такой режим синхронного компенсатора называется режимом самовозбуждения. Уменьшая ток возбуждения, можно получить режим недовозбуждения, в котором , и . Поскольку перевод синхронного компенсатора из одного режима в другой, а также изменение его мощности достигается соответствующим изменением тока возбуждения, то управление режимом компенсатора осуществляется плавно, без скачков как при ручном, так и при автоматическом регулировании. Номинальная мощность синхронного компенсатора указывается для режима перевозбуждения, в котором компенсатор выдает в сеть реактивную мощность. В режиме недовозбуждения компенсатор потребляет реактивную мощность из сети. Предельная мощность его при этом определяется Реактивное сопротивление конденсаторов в относительных единицах , поэтому, считая в качестве базовых величин номинальную мощность и номинальное напряжение компенсатора получим: Синхронный компенсатор, работающий в режиме перевозбуждения, способен увеличивать выдаваемую в сеть реактивную мощность при понижении напряжения в сети. Выражение (8. 1) показывает, что это увеличение будет большим в том случае, когда при снижении напряжения Ucк, одновременно возрастает э. д. с. Eq. Такой эффект имеет место при автоматическом регулировании тока возбуждения компенсатора. Указанная особенность синхронных компенсаторов, называемая иногда положительным регулирующим эффектом, позволяет при их применении существенно улучшить характеристики режима электрической сети и системы в целом. На рисунке 8. 2 показана схема концевого участка сети. На шинах потребителя включена батарея статических конденсаторов с реактивным сопротивлением Хк, мощность которой определяется Векторная диаграмма, построенная для этой схемы (рисунок 8. 3) показывает, что под влиянием батареи конденсаторов реактивная мощность в линии при неизменной мощности нагрузки уменьшается. Батарея конденсаторов в отличии от синхронного компенсатора может только выдавать реактивную мощность. Другой отличительной особенностью батареи конденсаторов является резкая зависимость выдаваемой реактивной мощности от напряжения в точке включения батареи в сеть. Формула (8. 3) показывает, что снижение этого напряжения приводит к уменьшению Q,. Следовательно, в отличие от синхронного компенсатора батарея конденсаторов характеризуется отрицательным регулирующим эффектом. Изменить степень уменьшения мощности батареи при резком снижении напряжения или даже достичь некоторого положительного регулирующего эффекта можно путем уменьшения сопротивления X,. Это можно достичь включением дополнительных конденсаторов. Резкое изменение мощности батареи может быть также достигнуто при так называемой форсировке батареи, осуществляемой с помощью переключений, которые приводят к росту напряжения на отдельных конденсаторах. Например, переключая в треугольник трехфазную батарею статических конденсаторов (рисунок 8. 4), соединенных по схеме можно увеличить напряжение на каждой фазе батареи в 41 раз.
28, 29) Первичное регулирование частоты. Вторичное регулирование частоты Рассмотрим процесс регулирования частоты, построив на одном графике характеристику регулятора скорости турбины Р =f(f) и частотную статическую характеристику активной нагрузки потребителей Р_Н=f(f) (рисунок 5. 2). При номинальной частоте f_Н в точке (О) мощность нагрузки равна мощности генераторов: Р_Н = Р_г. Пусть по какой-то причине (например, из-за уменьшения нагрузки одной из станций) частота уменьшилась на Δ f ₁ и стала равной f₁. Тогда ро статической характеристике Р„ мощность нагрузки уменьшится на величину ДР_Н, а мощность генераторов увеличится на Δ Р_Н, и общий дефицит мощности составит Процесс изменения мощностей генераторов и потребителей при отклонении частоты, стремящийся сохранить прежнее значение частоты, называют первичным регулированием. Отсюда следует важный практический вывод: при снижении частоты о полном дефиците мощностей нельзя судить только по увеличению мощности генераторов. Следует учитывать также изменение нагрузки потребителей по статическим характеристикам. Если в момент снижения частоты на генераторах отсутствует резерв мощности, то такое же уменьшение генерирующей мощности АР приведет к большему снижению частоты А(г (рисунок 5. 3). При полном использовании мощности станций первичное регулирование частоты происходит только за счет изменения мощности потребителей. Вторичное регулирование частоты При выполнении регуляторов скорости турбин со статическими характеристиками первичное регулирование частоты не обеспечивает поддержание номинальной частоты в системе. Поэтому дополнительно применяют вторичное регулирование. Оно заключается в смещении характеристик регуляторов скорости турбин параллельно самим себе. Вторичное регулирование может осуществляться вручную или автоматически. Рассмотрим совместный процесс первичного и вторичного регулирования частоты (рисунок 5. 4). Известны усредненная характеристика регуляторов скорости генераторов системы Р_го и статическая характеристика нагрузки Р_НО. В точке О соблюдается баланс активных мощностей при частоте f_Н. Если отсутствуют первичные регуляторы скорости, то при росте нагрузки потребителей мощность генераторов Р_г остается неизменной и частота снизится до f₁ а характеристика нагрузки переместится в точку 1 и займет положение Р_Н. При включенных регуляторах скорости генераторы наберут часть нагрузки, и пересечение характеристик Р_го и Р_Н окажется в точке 2, а частота станет f₂, причем f₁ < f₂ < f_H. При включении регуляторов вторичного регулирования характеристика генераторов Р_го будет смещаться до тех пор, пока частота не станет равной номинальной f_Н (точка 3, характеристика Р_го). В результате весь прирост нагрузки Δ Р примут на себя генераторы станций. Для выполнения вторичного регулирования частоты в системе обычно выделяют одну или несколько станций, а все остальные поддерживают постоянную нагрузку и участвуют только в процессе первичного регулирования частоты.
	22) Причины возникновения несимметричных режимов в эл. сетях. Несимметрия напряжений происходит в трёхфазной сети под воздействием неравномерного распределения нагрузок по её фазам. Источниками несимметрии напряжений являются: дуговые сталеплавильные печи, тяговые подстанции переменного тока, электросварочные машины, однофазные электротермические установки и другие одно фазные, двухфазные и несимметричные трёхфазные потребители электроэнергии, в том числе бытовые. Так суммарная нагрузка отдельных предприятий содержит 85-90% несимметричной нагрузки. А коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности (K_0U) одного 9-и этажного жилого дома может составлять 20 %, что на шинах трансформаторной подстанции (точке общего присоединения) может превысить нормально допустимые 2 %. Также источниками несимметрии напряжения могут быть короткие замыкания.
	24) Причины возникновения несинусоидальности напряжений и токов в сетях. Причины несинусоидальности тока и напряжений состоят в использовании различных нелинейных приемников электрической энергии, таких как: - вентильные преобразователи; - силовое электрооборудование с тиристорным управлением; - дуговые и индукционные электропечи; - люминесцентные лампы; - установки дуговой и контактной сварки; - преобразователи частоты; - бытовая техника (компьютеры, телевизоры и др. ). В процессе работы эти устройства потребляют энергию основной частоты, которая расходуется не только на совершение полезной работы и покрытие потерь, но еще и на образование потока высших гармонических составляющих, которые «выбрасывается» во внешнюю сеть. Электроприёмники с нелинейной вольтамперной характеристикой потребляют ток, форма кривой которого отличается от синусоидальной. А протекание такого тока по элементам электрической сети создаёт на них падение напряжения, отличное от синусоидального, это и является причиной искажения синусоидальной формы кривой напряжения. Например, полупроводниковые преобразователи потребляют ток трапециевидной формы, образно говоря - выхватывают из синусоиды кусочки прямоугольной формы.

30) Регулирование частоты в послеаварийных режимах

Послеаварийный режим, связанный со значительным отклонением частоты, может создаться в основном по следующим причинам:

а) при отключении части генерирующей мощности и возникновении дефицита активной мощности во всей энергосистеме;

б) из-за аварийного отключения нагруженных межсистемных линий электропередачи или ряда системообразующих линий, когда часть системы отделяется с дефицитом генерирующей мощности;

в) при отключении части генераторов одной из систем объединения, нарушении из-за этого устойчивости оставшихся в работе генераторов и последующим отключении межсистемных или системообразующих линий.

Если отключившаяся в результате аварии мощность генераторов больше, чем был резерв на всех станциях системы, то частота не восстановится до номинальной. При значительном дефиците мощности снижение частоты будет большим, что может вызвать лавину частоты. Для ее предотвращения должны быть приняты автоматические быстродействующие меры. Восстановление частоты осуществляется путем автоматической частотной разгрузки (АЧР), при которой отключается часть потребителей. Это преднамеренное отключение части потребителей позволяет сохранить в работе генерирующие мощности и электроснабжение большинства нагрузок.

Рассмотрим процесс изменения частоты при действии АЧР (рисунок 6. 1) Здесь Р_гс - частотная характеристика генерирующей части системы, а Р_н -статическая характеристика нагрузки. Пусть энергосистема работала без резерва с нагрузкой Р_гсо, и частота была равна номинальной - f_H. Этот режим характеризуется точкой «а», в которой Р_гсо = Р_н. Предположим, что в результате аварии отключилась генерирующая мощность Δ Р_Г. Тогда характеристика генерирующей части системы сместится в положение Р_гс1, и частота в соответствии со статической характеристикой нагрузки снизится до f₁ (точка б). Для подъема частоты до номинальной надо отключить с помощью АЧР часть нагрузки: Δ Рачр = Δ Р_Г. Это показано переносом статической характеристики нагрузки параллельно самой себе в положение P_н1 (точка в). При таком отключении генерируемая мощность станет больше потребляемой, и частота будет восстанавливаться по прямой «вг». В точке «г» установиться номинальная частота при новой генерирующей и потребляемой мощностях. Если от АЧР отключить нагрузку меньшую, чем отключенная генерирующая мощность (точка д), то частота повысится, но до номинальной не восстановится (точка е) и станет равной f₂. Для предотвращения лавины частоты, которая наступает при частоте около 46 гц и ниже, восстановление частоты с помощью АЧР должно производиться при снижении частоты до 48 - 48, 5 гц и ниже. Для того чтобы при снижении частоты не было лишних отключений, всю систему АЧР разбивают на две категорий (АЧР I и АЧР II), каждая из которых выполняется в виде нескольких очередей. В АЧР I очереди отличаются одна от другой только уставками по частоте. Верхнюю уставку по частоте принимают не выше 48, 5 гц, а нижнюю - не ниже 46, 5 гц. Интервал между соседними очередями принимают около 0, 1 гц. Единая уставка по времени выполняется минимальной (0, 1 -0, 15 сек). В АЧР П очереди отличаются только уставками по времени. Начальная уставка выбирается в пределах 5—10 сек, а конечная - 60 - 70 сек. Интервал между соседними очередями принимается равным около 3 сек. Единая уставка по частоте для АЧР II должна быть равна верхней уставке АЧР I или несколько больше. При снижении частоты происходит отключение потребителей от 1-й очереди АЧР I. Если частота продолжает снижаться, то срабатывает 2-я очередь АЧР I с меньшей уставкой по частоте и т. д. Такая «самонастраивающаяся» система АЧР обеспечивает отключение мощности потребителей, равной возникшему дефициту мощности. Если после действия АЧР I частота не восстановиться, то с выдержками времени вступают в действие очереди АЧР II и дополнительно отключаются потребители. При этом АЧР II предотвращает «зависание» частоты. От АЧР II потребители будут также отключаться при медленном увеличении дефицита мощности при развитии аварии. Изменение частоты во времени при возникновении дефицита активной мощности и действия АЧР показано на рисунке 6. 2. Точка О характеризует начальный момент времени, в который возник дефицит мощности. При этом происходит снижение частоты по кривой 0-1. Некоторая плавность изменения частоты объясняется инерцией системы. В точке 1 частота fj достигает уставки 1-й очереди АЧР I и происходит отключение некоторой части потребителей. Если при этом еще сохранился некоторый дефицит мощности, то будет происходить дальнейшее снижение частоты, но уже по более плавной кривой 1-2. в точке 2 при частоте f₂ происходит дополнительное отключение потребителей от 2-ой очереди АЧР I. При достаточно отключенной нагрузке мощность генераторов превысит мощности потребителей, частота будет повышаться (кривая 2 - 3). При одинаковой генерирующей и потребляемой мощности частота может установиться между двумя соседними уставками АЧР (кривая 2 - 4). Происходит «зависание» частоты. Тогда через некоторое время в точке 4 срабатывает 1-я очередь АЧР II, после чего частота повышается (кривая 4 - 5). Если частота еще не восстановилась, то срабатывает 2-я очередь АЧР II и т. д. Для быстрого включения потребителей после восстановления частоты применяют автоматическое повторное включение после АЧР (ЧАПВ). Его обычно настраивают на частоту 49, 2 - 50 гц, и включение потребителей производят ступенями с интервалом времени 5 сек. Так как в противном случае может опять наступить снижение частоты. Начальную уставку по времени ЧАПВ принимают 10 - 20 сек. К устройствам АЧР, как правило, подключают наименее ответственных потребителей. Однако они должны иметь достаточную мощность в любое время суток и года.

25) Влияние несинусоидальности на работу эл. сетей и оборудования. В двигателях гармоники напряжения и тока приводят к появлению добавочных потерь в обмотках ротора, в цепях статора, а также в стали статора и ротора. Из-за вихревых токов и поверхностного эффекта потери в проводниках статора и ротора больше, чем определяемые омическим сопротивлением. Токи утечки, вызываемые гармониками в торцевых зонах статора и ротора, также приводят к дополнительным потерям. Все это приводит к повышению общей температуры машины и к местным перегревам, наиболее вероятным в роторе, что может привести к серьезным последствиям. Также следует отметить, что при определенных условиях наложения гармоник может возникнуть механическая вибрация ротора. В трансформаторах гармоники напряжения вызывают увеличение потерь на гистерезис, потери, связанные с вихревыми токами в стали, и потери в обмотках. Кроме того, сокращается срок службы изоляции. Увеличение потерь в обмотках наиболее важно в случае преобразовательного трансформатора, так как наличие фильтра, присоединенного обычно к стороне переменного тока, не снижает гармоник тока в трансформаторе. Кроме того, могут наблюдаться локальные перегревы трансформаторного бака. В батареях конденсаторов гармоники тока также приводят к добавочным потерям энергии. Вследствие этого происходит дополнительный нагрев конденсатора, который может привести к выходу последнего из строя. Также возможно повреждение конденсатора при возникновении гармонических резонансов в сети. Гармоники могут нарушать работу устройств защиты или ухудшать их характеристики. Характер нарушения зависит от принципа работы устройства. Наиболее распространенными являются ложные срабатывания, которые наиболее вероятны в работе систем защиты, основанных на измерении сопротивлений. Влияние гармоник на индукционные приборы измерения мощности и учета электроэнергии приводит к увеличению погрешности результатов их измерений. Также следует отметить влияние гармоник, возникающих в силовых цепях, на сигналы в линиях связи (в частности, в телефонных линиях). Малый уровень шума приводит к определенному дискомфорту, при его увеличении часть передаваемой информации теряется, в исключительных случаях связь становится вообще невозможной.

26) Снижение несинусоидальности напряжений и токов Мероприятия по снижению несинусоидальности напряжения: Применение оборудования с улучшенными характеристиками: - " ненасыщающиеся" трансформаторы; - преобразователи с высокой пульсностью и т. д. Подключение к мощной системе электроснабжения. Питание нелинейной нагрузки от отдельных трансформаторов или секций шин. Снижение сопротивления питающего участка сети. Применение фильтрокомпенсирующих устройств. L-С цепочка, включенная в сеть, образует колебательный контур, реактивное сопротивление которого для токов определённой частоты равно нулю. Подбором величин L и С фильтр настраивается на частоту гармоники тока и замыкает её не пропуская в сеть. Набор таких контуров, специально настроенных на генерируемые данной нелинейной нагрузкой высшие гармоники тока, и образует фильтрокомпенсирующее устройство, которое не пропускает в сеть гармоники тока и компенсирует протекание реактивной мощности по сети Способы снижения несинусоидальности напряжения можно разделить на три группы: - схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин, группирование вентильных преобразователей по схеме умножения фаз, подключение нелинейной нагрузки к системе с большей мощностью короткого замыкания; - применение оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник, например «не насыщающихся» трансформаторов и многофазных вентильных преобразователей;

- использование фильтровых устройств: параллельных узкополосных резонансных фильтров, фильтрокомпенсирующих и фильтросимметрирующих устройств.

27) Баланс активных мощностей и его связь с частотой. Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления электроэнергии. В каждый момент времени в установившемся режиме энергосистемы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери мощности в сети, т. е. должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей: SP_г = SP_н + SDP где SP_г - суммарная активная мощность, генерируемая электростанциями (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды); SP_н - суммарная активная мощность нагрузки потребителей; SDP - суммарные потери активной мощности. При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение (дефицит) генерируемой мощности приводит к уменьшению частоты, а ее избыток обусловливает рост частоты, т. е. при SP_г< SP_н частота понижается, а при SP_г> SP_н возрастает. Мощность генератора зависит от ЭДС Е_q:

где U_г – напряжение на зажимах генератора; X_d – сопротивление генератора; δ – угол между векторами ЭДС и напряжения. E_q = U_г + jI_гX_d = U_г + jI_г2pfL При увеличении впуска энергоносителя (пара или воды) в турбину турбина начинает вращаться быстрее, возрастает ЭДС, соответственно возрастает частота. Если уменьшить подачу энергоносителя, то P_г снижается, и при том же составе нагрузки (известно, что около 80% нагрузки составляют электродвигатели) становится невозможным вращение двигателей с прежней скоростью:

Здесь p – число пар полюсов Двигатели начнут тормозиться и потреблять меньшую мощность, при этом может установиться новый баланс при f ≠ f_ном. Номинальная частота свидетельствует о том, что генерируемой мощности достаточно для покрытия нормальной потребности электроприемников, при этом двигатели вращаются с номинальной скоростью. Пониженная частота указывает на дефицит генерируемой мощности, а повышенная – на ее избыток. Причинами нарушения баланса мощности могут быть: - аварийное отключение генератора; - неожиданный рост потребления мощности; - аварийное отключение нагруженных межсистемных и системообразующих линий или трансформаторов связи.