– U₁₂ – jU₁₂ =,

де U₁₂, U₁₂ – відповідно поздовжня і поперечна складові спаду напруги (поперечна складова враховується для мереж 220 кВ і вище).

Розрахунок одного з режимів певної схеми надано в додатку 7.

Результати розрахунків наводяться у табл. 7,2.

Таблиця 7,2 Рівні напруги у схемі електромережі

6.Регулювання напруги в районних електричних мережах

8.1 Загальні положення

Основне завдання регулювання рівня напруги у районних електричних мережах полягає в утворенні сприятливих умов живлення споживачів електричної енергії. Це умови, до яких належить забезпечення принципу “зустрічного регулювання”, коли напруга на шинах нижчої напруги підвищується в період найбільших добових навантажень і зменшується під час найменших. Бажані межі регулювання залежать від графіку навантажень електроспоживачів.

Правила улаштування електроустановок (ПУЕ) рекомендують у вузлах живлення в режимі найменших навантажень підтримувати номінальну напругу, у режимі найбільших – підвищувати напругу на5 % від номінальної. В деяких умовах можна застосовувати і більш глибоке регулювання в межах до 10%.

У випадку автономної електростанції, яка живить певні райони, зустрічне регулювання напруги буде забезпечене за рахунок зміни збудження генераторів. Та в сучасних районних мережах, які за характером мають значну розгалуженість і мають декілька ступенів трансформації, регулювання напруги на шинах генераторів відсувається на другий план. Засобами регулювання напруги і оптимізації режимів за напругою стають:

1) регулювання напруги трансформаторів і автотрансформаторів, які живляться від мережі, що проектується;

2) регулювання потужностей компенсуючих пристроїв (КП), генеруючих чи споживаючих реактивну потужність. Одночасно виконується розподілення реактивних потужностей між електростанціями в електричній мережі.

3) включення пристроїв повздовжньої компенсації (ППК).

Можливе також комбіноване використання пристроїв різних типів, наприклад, регулюючих трансформаторів і КП.

Використання тих чи інших регулюючих пристроїв грунтується з вирішення 2-х задач:

1) оптимізації режимів напруги;

2) зниження втрат активної потужності, або приведених витрат у мережі

Пріоритет кожної задачі визначається з допоміжного аналізу.

Наприклад, перерозподіл реактивних потужностей з використанням КП може бути обумовлений вимогами режиму напруги, зниження втрат потужності в електричній мережі в цьому випадку є справа другорядна, хоч і важлива. Іноді розглянуті задачі вступають у протиріччя.

Нагадаємо, що в режимі найменших навантажень потрібно зменшувати напругу у вузлах живлення. Це, безперечно, приводить до росту втрат потужності і електроенергії в мережі. Тому використання компенсуючих і регулюючих пристроїв треба розглядати з точки зору найбільшого корисного ефекту.

У даному проекті пристрої і методи регулювання здебільшого розглядаються для оптимізації режиму напруги, тобто для забезпечення її якості.

8.2 Вибір шляхів компенсації реактивної потужності і регулювання напруги

З розгляду нормальних усталених режимів роботи систем електропостачання робиться припущення, що частота змінного струму не відрізняється від номінального значення. Тому якість електричної енергії може оцінюватись за відхиленням напруги у вузлах споживачів від номінальної. Необхідна якість напруги в електричній мережі, як відомо, досягається за допомогою ряду технічних засобів, основні з яких забезпечують баланс потужностей.

Використання принципу зустрічного регулювання напруги ставить вимоги до оцінки достатності регулюючого діапазону трансформаторів і автотрансформаторів з РПН для забезпечення бажаної напруги на шинах 6–10 кВ у характерних режимах роботи мережі. Якщо регулюючий діапазон виявляється недостатнім, можна використовувати такі засоби як повздовжня ємнісна компенсація індуктивного опору лінії, або компенсація реактивного навантаження споживчої підстанції шляхом установки синхронних компенсаторів, або статичних конденсаторів.

Силові трансформатори вітчизняного виробництва мають відгалуження, переключення яких приводять до зміни коефіцієнта трансформації. В залежності від типу трансформаторів переключення можуть виконуватись у відключених від мережі трансформаторах (переключення без збудження), або без відключення навантаження (регулювання напруги під навантаженням – РПН). Вартість трансформаторів з РПН значно перевищує вартість звичайних. Витрати на регулюючі пристрої не пропорційні потужності трансформаторів, тому, чим менша потужність трансформатора з РПН, тим більше він коштуватиме.

Регулювання напруги можливо також виконувати за допомогою вольтодобавочних трансформаторів (ВДТ) чи лінійних регуляторів (ЛР). Проте, вартість агрегату із звичайного трансформатора з ВДТ або ЛР більша, ніж трансформатора з РПН тієї ж потужності. Остаточний вибір регулюючих пристроїв здійснюється з аналізу техніко-економічних розрахунків.

Регулювання напруги проводиться з метою забезпечення нормальних відхилень напруги на шинах нижчої напруги споживачів. Рівень напруги у цьому випадку має становити (0,95–1,05)U_н, тобто 9,5–10,5 кВ) для номінальної напруги 10 кВ. Забезпечення допустимого рівня напруги у кожному вузлі на шинах споживачів проводиться у такий спосіб.

Визначаються втрати напруги в трансформаторах, зведені до вищої напруги:

,

Бажаний коефіцієнт трансформації знаходять з умови забезпечення на боці НН трансформаторної підстанції бажаної напруги U_НН.б = (1–1,05)U_н:

.

Бажані рівні напруги приймаються у відповідності з рекомендаціями (ПУЕ) для кожного з характерних режимів.

Далі визначають дійсний коефіцієнт трансформації k_ТД трансформатора і положення перемикача відгалужень за табл. 8,1, яка складається, виходячи з меж регулювання коефіцієнта трансформації трансформатора [4, 8].

Наприклад, для трансформатора ТРДЦН 63000/115 межі регулювання – 91,78%, а номінальний коефіцієнт трансформації – k_Тном = 115/10,5 = 10,45.

Таблиця 8,1 Коефіцієнти трансформації для трансформаторів 110/10

Наприклад, для деякої і-ої підстанції в електричній мережі, що проектується, попередні дані визначені з розрахунку максимального режиму.

U_ВНi = 113,8 кВ. = 56,35 + j42,8 МВА. R_Ti = 1,04 Ом. X_Ti = 22,8 Ом.

= 4,5 кВ.

k_ТБ == 10,93.

Найближчий коефіцієнт трансформації за табл. 13. – k_ТД = 10,822.

Він відповідає 8-ому положенню перемикача відгалужень.

Дійсний рівень напруги, який відповідає вибраному коефіцієнту трансформації, приймає значення:

U_{НН Д i} == 10,09 кВ.

Потрібно зауважити, що цей рівень напруги належить допустимим межам.

Так само виконується регулювання напруги в інших вузлах електричної мережі. Результати наводяться у табл. 8,2.

Таблиця 8,2 Рівні напруги у вузлах схеми за результатом регулювання

7.Виконання розрахунків режимів на ЕОМ

Розрахунок режимів за допомогою ЕОМ може здійснюватись за програмними комплексами АЧП, ДАКАР, КОСМОС або іншими.

Для виконання розрахунків необхідно розробити розрахункову модель і схему заміщення електричної мережі, на основі яких провести підготовку вихідної інформації. Підготовка вхідної інформації для всіх вказаних програм здійснюється аналогічно.

До складу вхідної інформації вводять блоки:

– управління друком(для кожного комплексу свої константи);

– інформація про вузли мережі;

– інформація про лінії і трансформатори мережі.

Приклад запису вхідної інформації наведений у табл. 9,1 для схеми електричної мережі згідно рис. 9,1 – 9,3.

Рисунок 9,1 – Топологічна схема

Рисунок 9,2 – Електрична схема

Р исунок 9,3 – Розрахункова схема електричної мережі для ЕОМ