Главная | Обратная связь

Регулювання напруги

Рівні напруги в різних точках мережі залежать від рівня напруги на джерелі та величин втрат наруги в елементах мережі, які знаходяться між джерелом та точкою мережі, що розглядається. Втрати напруги міняються зі змінами струмів навантажень, що викликає відповідні зміни рівнів напруг в точках приєднання електроприймачів, відхилення яких від номінального значення не повинні перевищувати ±5 % в нормальних режимах, та ±10 % - в максимальних (післяаварійних) режимах.

В інженерних розрахунках режимів роботи електропостачальних систем низької та середньої напруги (НН та СН), а також коротких ліній живлення високої напруги (ВН), не пов’язаних з визначенням векторів напруг, зазвичай користуються спрощеними формулами. При цьому нехтують не тільки поперечною складовою спаду напруги, а також і втратами потужності в лініях та трансформаторах. Тоді втрати напруги в ділянці мережі номінальною напругою U_н (кВ) з опорами: активним R (Ом) та реактивним Х (Ом), – та потужністю S=P+jQ (кВт) визначають за формулою:

(кВ) (4.36)

або за струмом навантаження І (А) та величинами cosj та sіnj :

. (4.37)

для забезпечення необхідних рівнів напруг в точках приєднання електроприймачів, тобто на шинах підстанції та інших розподільних пунктів, застосовують централізоване регулювання на джерелах живлення, місцеве регулювання та регулювання на проміжних елементах мережі.

Централізоване регулювання здійснюється на генераторах електростанцій зміною струмів збудження генераторів, а також зміною коефіцієнтів трансформації трансформаторів зв’язку з системою. В центрах живлення, якими являються системні підстанції, крім зміни коефіцієнтів трансформації головних трансформаторів, застосовують лінійні регулятори та пристрої компенсації реактивної потужності (шунтові реактори на стороні мереж надвисокої напруги 330 кВ ,750 кВ), синхронні компенсатори та батареї конденсаторів (в умовах наявності дефіцитів реактивної потужності в мережах 6, 10, 35 та 110 кВ).

Місцеве регулювання в мережах розподілу електроенергії забезпечують зміною коефіцієнтів трансформації на трансформаторах ГПП та цехових ТП, а також використанням компенсувальних пристроїв – конденсаторних установок з регулюванням потужності. Регулювальний ефект компенсувальних пристроїв можна визначити за формулою:

(4.38)

де Q_ку – потужність компенсуючої установки;

X – реактивний опір елементу мережі.

Регулювання напруги за допомогою проміжних елементів мережі можна досягти зміною кількості паралельно увімкнених ліній та трансформаторів, а також застосуванням поздовжньої компенсації. Її регулювальний ефект можна оцінити за формулою:

. (4.39)

де X_упк – опір фази установки повздовжньої компенсації.

З останньої формули видно, що застосування одночасно поперечної й поздовжньої компенсації значно знижує ефективність останньої [4.15].

Найчастіше для регулювання напруги застосовують комплекс заходів. У деяких випадках, наприклад, використання тільки зміни коефіцієнтів трансформації в умовах дефіциту реактивної потужності не дає необхідного ефекту.

В реальних умовах необхідність застосування компенсації реактивної потужності визначають за іншими умовами, тому її наявність, як додаткового засобу регулювання напруги, слід врахувати під час вибору основних регулювальних пристроїв, якими в розподільних мережах можна вважати РПН (регулюванням під навантаженням) та ПБЗ (перемикання без збудження) коефіцієнтів трансформації трансформаторів ГПП та цехових ТП.

В локальних мережах єдиним засобом регулювання напруги є зміна струму збудження генератора. Використання інших засобів та заходів регулювання в таких мережах, як правило, є недоцільним.