Баланс мощности. Регулирование напряжения

ЛЕКЦИЯ ПО ТЕМЕ № 4 Баланс мощности. Регулирование напряжения План лекций 1. Баланс активной мощности. 2. Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением. 3. Потребители реактивной мощности. 4. Компенсация реактивной мощности (КРМ). 5. Основы регулирования напряжения. 6. Использование трансформаторов с РПН. 7. Оценка достаточности регулировочного диапазона понижающего трансформатора. 8. Трансформаторы с ПБВ. 9. Средства местного регулирования напряжения. Баланс активной мощности можно записать как Σ Рг = ΣРн + ΣΔР, где Σ Рг – суммарная мощность генерации, ΣРн – суммарная мощность нагрузки, ΣΔР – суммарные потери мощности. В случае нарушения баланса происходит изменение частоты, что недопустимо при превышении нормативных показателей. Поэтому применяются регуляторы частоты, в частности, АРЧВ – автоматические регуляторы частоты вращения. Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением Режим напряжений ЭЭС во многом определяется реактивной мощностью, ее выработкой, потреблением и передачей по электрической сети. Расчеты режимов ЭЭС показывают, что для обеспечения удовлетворительных близких к номинальным уровней напряжения в сетях необходимо выполнение баланса реактивной мощности в ЭЭС. Реактивная мощность потребляется нагрузками, собственными нуждами электростанций, в сети в виде ее потерь (особенно велики потери реактивной мощности в трансформаторах). Вырабатывают реактивную мощность генераторы электростанций, линии электропередачи (зарядная мощность), а также компенсирующие устройства  шунтовые конденсаторные батареи, синхронные и статические компенсаторы. Реакторы на электропередачах сверхвысокого напряжения также являются компенсирующими устройствами, но потребляют избыток реактивной мощности, генерируемой линиями. Необходимая мощность компенсирующих устройств и их размещение в ЭЭС определяются в результате технико-экономических расчетов. Таким образом, воздействуя на выработку (потребление) реактивной мощности генераторами и компенсирующими устройствами, можно менять составляющие баланса реактивной мощности и режим напряжений ЭЭС. Фактически существующий резерв реактивной мощности в каком-либо узле системы определяется как наибольшая величина реактивной мощности, которая может быть дополнительно потреблена в этом узле при данном режиме нагрузки в условиях, когда параметры режима не выходят за допустимые пределы. Резерв реактивной мощности, таким образом, определяется путём расчета при искусственном увеличении потребляемой реактивной мощности в каждом узле системы. Величина резерва при этом оказывается различной для разных узлов системы и для разных режимов ее работы. Если допустимые параметры режима нельзя получить в рассматриваемых условиях нагрузки, то следует считать, что в этом случае имеет место дефицит реактивной мощности. Величина его равна наименьшей мощности компенсирующих устройств, которые следует дополнительно установить в данном узле, чтобы довести значения параметров режима до допустимых значений. Таким образом, дефицит реактивной мощности также получается различным для разных узлов системы и для разных режимов ее работы. Может оказаться, что в каких-то узлах системы в одних условиях получается резерв реактивной мощности, а в других – дефицит. Отсутствие достаточного резерва реактивной мощности, а тем более дефицит ее, требует установки дополнительных компенсирующих устройств. Возникает закономерный вопрос: можно ли в современных ЭЭС, характеризующихся большим разнообразием схем сетей и их режимов, обеспечить требуемые допустимые отклонения напряжений и улучшение экономичности работы сетей без применения специальных регулирующих устройств? На этот вопрос следует ответить отрицательно. Современная ЭЭС характеризуется многоступенчатой трансформацией электрической энергии, все увеличивающейся длиной линий различных напряжений, удалением нагрузки от источников. Суммарная величина потерь напряжения на пути передачи электроэнергии от ее источников до приемников получается весьма большой. При изменении нагрузок от наибольших до наименьших суммарные потери напряжения также изменяются. В результате не только в наиболее удаленных, но и не в столь удаленных от источников точках ЭЭС напряжения выходят за допустимые пределы. Регулирование напряжения процесс изменения уровней напряжения в характерных точках ЭЭС с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами. Регулирование напряжения имеет целью безусловное обеспечение допустимых уровней напряжений во всех точках ЭЭС, качественных показателей электроэнергии и снижение потерь активной мощности в сети. Поскольку режим напряжений тесно связан с распределением реактивной мощности, напряжения и часто регулирования объединяют реактивной понятия регулирования мощности. Соответственно регулирующие устройства относят к устройствам регулирования напряжения и реактивной мощности. Характерными точками ЭЭС являются контрольные точки, по напряжениям в которых можно судить о режиме напряжений в электрически близких к ним точках ЭЭС. В качестве контрольных точек для регулирования напряжения выбираются шины высшего и среднего напряжения крупных узловых подстанций в системообразующих сетях, шины генераторов и синхронных компенсаторов, шины центров питания и крупных потребителей в распределительных сетях, а также все узлы, в которых устанавливаются регулирующие устройства. Синхронные генераторы электростанций как основные источники реактивной мощности в ЭЭС являются также одним из основных средств регулирования напряжения. Возможности генератора как регулирующего устройства определяются его исполнением (гидро- или турбогенератор), тепловым режимом, системой возбуждения и автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Регулируемым параметром генератора является напряжение на его зажимах, которое для большинства генераторов может изменяться в пределах 0,95 UномUг 1,05 Uном. Однако заданное напряжение может поддерживаться только в том случае, если выработка генератором реактивной мощности находится в допустимых пределах: Qг.минQгQг.макс. Приводимые в справочниках по электрооборудованию данные генераторов относятся к номинальному режиму их работы. В этом случае Qг.ном=Pг.номtgном. Следует иметь в виду тенденцию снижения регулировочного диапазона с ростом единичной мощности генератора. Это говорит о том, что генераторы электростанций не способны решить проблему регулирования напряжения в ЭЭС. Потребители реактивной мощности характеризуется коэффициентом tg φ = Q/P. Основные потребители реактивной мощности: асинхронные двигатели (tg φ = 0,75 – 1,3), индукционные печи (tg φ = 1 – 2,7), вентильные преобразователи (tg φ = 0,75 – 1,2), сварочные агрегаты (tg φ = 1,5 – 2,7). Доля асинхронной нагрузки на промпредприятиях достигает 60-70%. Реактивная нагрузка квартир зависит от насыщенности электробытовой техникой и типа плит: для квартир с газовыми плитами tg φ = 0,5 , для квартир с электроплитами tg φ = 0,35. Силовая нагрузка общедомовых электроприёмников (лифты, насосы, вентиляция и т.п.) увеличивает потребление реактивной мощности на вводе в дом. При проектировании в ряде случаев требующаяся потребителям реактивная мощность учитывается приближенно. При этом для характеристики величины необходимой реактивной мощности используется коэффициент мощности нагрузки cos φн, значение которого либо принимается неизменным, либо задается применительно к периодам наибольшей и наименьшей активной мощности нагрузки. В качестве примеров в табл. 1 приведены значения cos φн и tg φн для некоторых промышленных предприятий, соответствующие периоду максимума активной нагрузки. Таблица 1 Средние значения коэффициента мощности промышленных предприятий Предприятия Нефтеперерабатывающие Металлообрабатывающие Электротехнического оборудования Автотракторные и сельхозмашин Тяжелого машиностроения Станкостроения Горнорудные cos φн (нб) tg φн (нб) 0,90 0,484 0,87 0,567 0,82 0,698 0,79 0,776 0,73 0,936 0,68 1,078 0,65 1,169 Компенсация реактивной мощности (КРМ) Установки продольной компенсации (УПК) Продольная компенсация реактивного сопротивления линии электропередачи заключаются в том, что в рассечку линии включается ёмкость. Суммарное реактивное сопротивление линии в результате уменьшится ХΣ= ХL–XC. Степень компенсации реактивного сопротивления линии составляет от 20 до 70%. Применение УПК только для целей регулирования напряжения экономически нецелесообразно. УПК в первую очередь используются в сетях высших номинальных напряжений и мощных электропередачах для повышения их пропускной способности. Это дорогие устройства, во-первых, из-за изоляции  они изолируются от земли на полное напряжение линии; вовторых, из-за необходимости защиты конденсаторов от перенапряжений при КЗ; в-третьих, из-за коммутационной аппаратуры, рассчитанной на высокие напряжения и большие токи. Как средства регулирования напряжения в таких сетях они не выдерживают конкуренции с СК, СТК, реакторами. Тем не менее, УПК иногда используются в линиях 35-110 кВ в тех случаях, когда их длина настолько велика, что не позволяет обеспечить требуемый уровень напряжения у электроприёмников, а нагрузка такова, что использование более высокого напряжения нецелесообразно. В этом случае преимущества варианта с УПК по сравнению с сооружением второй линии обусловлены значительно меньшим сроком сооружения УПК и значительно меньшими инвестициями в проект. Например, в Канаде УПК установлена на ВЛ 120 кВ длиной 200 км. Мощность УПК – 25 Мвар, степень компенсации индуктивного сопротивления линии – 60%. Другим способом снижения потерь напряжения является включение источника реактивной мощности (ИРМ) в месте подключения нагрузки – компенсация реактивной мощности. В этом случае элементы электрической сети (линии, трансформаторы) разгружаются от потоков реактивной мощности, уменьшаются потери напряжения. Важно отметить, что КРМ позволяет наряду с этим повысить экономичность работы сети за счет уменьшения потерь мощности и электроэнергии. После КРМ потери мощности уменьшаются: P  Pн2  (Qн  QИРМ ) 2 R. 2 U ном В качестве источника реактивной мощности могут использоваться синхронные компенсаторы (СК). СК  синхронная явнополюсная вращающаяся машина, работающая в режиме холостого хода, т.е. без активной нагрузки. В режиме недовозбуждения СК потребляет реактивную мощность из сети, при перевозбуждении – выдает реактивную мощности в сеть. В настоящее время СК устанавливаются в тех точках ЭЭС, где график нагрузки передающих элементов меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции 330500 кВ и выше, где СК устанавливаются на шинах низшего напряжения (1020 кВ). Следует также иметь в виду, что СК имеют значительную мощность –50 МВ·А и более. Статические тиристорные компенсаторы (СТК)  комплексные устройства, не содержащие движущихся частей и пригодные как для потребления, так и для выработки реактивной мощности. Схемы СТК отличаются большим разнообразием, однако обязательно наличие накопительных элементов (индуктивности, ёмкости) и регулирующих элементов на основе тиристорных преобразователей. В ряде случаев основу СТК составляют реакторно-тиристорные и конденсаторно-тиристорные блоки. Регулирование СТК осуществляется практически безынерционно  за 12 периода промышленной частоты. Поэтому СТК могут быть использованы для стабилизации переходных процессов в ЭЭС. Как и СК, СТК устанавливаются на промежуточных и конечных подстанциях мощных электропередач. Разработаны СТК для установки в узлах нагрузки для стабилизации режима сети при резкопеременном потреблении. Конденсаторные батареи (КБ) являются самым распространенным источником реактивной мощности. Они выпускаются в виде комплектных устройств, состоящих из параллельно и последовательно включенных конденсаторов, коммутационной и защитной аппаратуры. КБ имеют высокие технико-экономические показатели. Относительная дешевизна, высокая надежность в эксплуатации, простота обслуживания, малые потери активной мощности в КБ (не превышающие 0,3% номинальной мощности КБ)  все это обусловило широкое применение КБ как устройств компенсации реактивной мощности нагрузки. Схемы КБ представлены на рис. 4.1, внешний вид – на рис. 4.2. Рис. 4.1. Схема батарей конденсаторов. Рис. 4.2. Вид батарей конденсаторов. Основы регулирования напряжения Напряжение  важнейший показатель режима электроэнергетической системы (ЭЭС). Режим напряжения в электрических сетях ЭЭС существенно влияет на пропускную способность сетей, уровень устойчивости, потери электроэнергии в сетях, качество электрической энергии у потребителей, надежность электроснабжения. При этом рассматриваются как нормальные, так и послеаварийные режимы работы ЭЭС. Аварийные режимы, связанные с переходными процессами в электрической системе вследствие их кратковременности из рассмотрения исключаются. Требования к качеству электрической энергии состоят в том, что нормируется ряд показателей режима напряжений, характеризующих его изменения при работе ЭЭС. Требования к качеству электроэнергии устанавливаются для точек сети, к которым присоединяются потребители электрической энергии. Нормы на показатели качества режима напряжений достаточно жесткие. Одним из важнейших показателей качества является действующее значение соответственно фазного или междуфазного напряжения (в зависимости от схемы включения электроприёмников). Так как значения напряжений изменяются в сравнительно узких пределах, целесообразно пользоваться не полными значениями напряжений U, а значениями отклонений напряжения V и выражать их в процентах номинального значения Uном V U  U ном 100 . U ном В питающих сетях учет надежности при рассмотрении режима напряжений состоит в том, что как в нормальных, так и в особенности в послеаварийных режимах напряжения в любых точках сети ЭЭС не должны превышать или быть ниже определенных допустимых значений. Допустимое отклонение напряжения определено в ГОСТ. Верхние допустимые значения напряжений определяются надежностью работы изоляции электроустановок. Так анализ статистики повреждений трансформаторного оборудования показывает, что в 70% случаев причиной аварийного выхода из строя трансформаторов (автотрансформаторов) является повреждение высоковольтных вводов вследствие работы при повышенных напряжениях. Другими элементами ЭЭС, чувствительными к увеличению рабочего напряжения, являются трансформаторы тока и ограничители перенапряжений. Верхние допустимые значения напряжений на шинах подстанций (по напряжениям на шинах в большинстве случаев контролируется режим напряжений сети) могут быть ниже указанных в табл. 9.1 значений, особенно в тех случаях, когда в сети имеются длинные слабозагруженные линии сверхвысокого напряжения. Напряжение в середине таких линий может повышаться по сравнению с напряжениями по ее концам. Повышается напряжение и в режиме одностороннего включения таких линий, например, при синхронизации. Соответственно на подстанциях по концам линий верхнее допустимое напряжение будет меньшим, чем в табл. 9.1, и определяется режимными расчетами. Допустимые снижения напряжений в ЭЭС определяются прежде всего условиями устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и узлов нагрузки. Величина запаса по статической устойчивости ЭЭС весьма чувствительна к понижению напряжения. В переходных процессах, вызванных плановыми и особенно аварийными коммутациями (при отключении повреждений), для обеспечения динамической устойчивости важна стабилизация напряжений, для чего применяются быстродействующие системы регулирования возбуждения генераторов, синхронных компенсаторов и мощности статических компенсаторов. В сетях 620 кВ допустимое снижение напряжения определяется условиями работы потребителей, для которых, как было указано выше, даже в послеаварийных режимах понижение напряжения не должно быть более 10%. Следует также отметить, что допустимое снижение напряжения в питающих сетях, т.е. на шинах высшего и среднего напряжения подстанций, определяется условиями работы сети, примыкающей к шинам низшего напряжения. Таким образом, можно сделать вывод о том, что напряжения в любых точках ЭЭС и в любых режимах работы должны находиться в довольно узких пределах, ориентировочно оцениваемых отклонениями ±(1015)% от номинального. Выбирая напряжения в различных точках ЭЭС в пределах этого узкого диапазона допустимых значений, можно снизить потери активной мощности в сетях. Снижение это, как правило, невелико и по результатам проведенных исследований составляет 12%. Однако экономический эффект по ЭЭС в целом оказывается существенным. Следовательно, технически допустимые отклонения напряжения фактически определяются условиями экономичности. Применение технически допустимых значений является лишь более простой формой учета этих условий путем наложения ограничений, так как в непосредственном виде технико-экономическая оценка влияния режима напряжений сложна и трудновыполнима. Следует также отметить, что режим напряжений ЭЭС во многом определяется реактивной мощностью. Поэтому часто объединяют понятия регулирования Соответственно напряжения и регулирующие регулирования устройства реактивной относят к мощности. устройствам регулирования напряжения и реактивной мощности. Характерными точками ЭЭС являются контрольные точки, по напряжениям в которых можно судить о режиме напряжений в электрически близких к ним точках ЭЭС. В качестве контрольных точек для регулирования напряжения выбираются шины высшего и среднего напряжения крупных узловых подстанций в системообразующих сетях, шины генераторов и синхронных компенсаторов, шины центров питания и крупных потребителей в распределительных сетях, а также все узлы, в которых устанавливаются регулирующие устройства. Синхронные генераторы электростанций как основные источники реактивной мощности в ЭЭС являются также одним из основных средств регулирования напряжения. Возможности генератора как регулирующего устройства определяются его исполнением (гидро- или турбогенератор), тепловым режимом, системой возбуждения и автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Источники, потребители реактивной мощности и средства её регулирования приведены в лекции по теме 4. Воздействуя на выработку (потребление) реактивной мощности генераторами и компенсирующими устройствами, можно менять составляющие баланса реактивной мощности и режим напряжений ЭЭС. Использование трансформаторов с РПН Радикально решить проблему регулирования напряжения в ЭЭС позволило использование трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации. Практически к регулирующим устройствам можно отнести только те трансформаторы, которые имеют устройство регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Эти трансформаторы осуществляют централизованное регулирование напряжения, так как позволяют воздействовать на напряжения у всех электроприёмников, получающих от них питание. Трансформаторы с РПН по функциям, выполняемым в ЭЭС, можно разделить на трансформаторы понижающих подстанций (двухобмоточные трансформаторы трансформаторы центров связи питания сетей распределительных различного номинального сетей) и напряжения (автотрансформаторы и трёхобмоточные трансформаторы). Отпайки обмоток для регулирования коэффициента трансформации и устройства РПН у трансформаторов первой группы размещаются на стороне высшего напряжения (ВН), у автотрансформаторов второй группы  в основном на стороне среднего напряжения (СН) и реже в нейтрали гальванически связанных обмоток ВН и СН. Пределы регулирования напряжения у трансформаторов и автотрансформаторах с РПН достаточно велики – от 12 до 16%, число отпаек – от ±6 до ±12, напряжение одной отпайки – от 1 до 2%. Например: ±6х2%; ±8х1,5%; ±9х1,78%; ±12х1%. Специальные функции выполняют последовательные регулировочные трансформаторы (ПРТ) и линейные регулировочные трансформаторы (ЛРТ). Они предназначаются для работы в блоке с автотрансформаторами старых конструкций, не оборудованных РПН; для регулирования напряжения на шинах низшего напряжения (НН) автотрансформаторных подстанций, не имеющих других средств регулирования напряжения именно на этих шинах; для индивидуального регулирования напряжения ответственных нагрузок в местных сетях. ЛРТ позволяют изменять напряжение в диапазоне ±10х1,5%. Закон встречного регулирования напряжения в ЦП ориентирован на выполнение требований к качеству электроэнергии. При наибольших нагрузках в распределительной электрической сети потери напряжения будут также иметь максимальные значения и поэтому на ЦП должно поддерживаться максимально допустимое напряжение, которое равно 1,05 Uном. В режиме наименьших нагрузок уменьшаются потери напряжения в распределительной электрической сети и соответственно уменьшается напряжение на шинах ЦП до Uном. При промежуточных значениях нагрузки напряжение на шинах ЦП изменяется пропорционально изменению нагрузки. Регулирование напряжения также должно осуществляться во всех послеаварийных режимах, в том числе самых тяжелых. Поэтому их рассматривают при наибольших нагрузках и поэтому устройство РПН должно обеспечивать в этих режимах напряжение на ЦП, равное 1,05 Uном. Рассмотрим действие автотрансформаторов связи сетей различных номинальных напряжении как регулирующих устройств. Такие автотрансформаторы обеспечивают независимое от НН регулирование коэффициента трансформации nВС с ВН на СН, диапазон его изменения составляет до ±(1012)%. При расположении РПН со стороны СН коэффициент трансформации nВН не изменяется и напряжение на шинах НН определяется режимом сети ВН. В этой ситуации в ряде случаев не обеспечиваются требуемые напряжения на шинах НН. В таких случаях регулирование напряжения на шинах НН производится либо имеющимися на мощных узловых подстанциях компенсирующими устройствами (СК, СТК), либо специально устанавливаемыми в цепи НН линейными регулировочными трансформаторами (ЛРТ). Оценка достаточности регулировочного диапазона понижающего трансформатора Несмотря на то, что трансформаторы с РПН имеют достаточно широкий диапазон регулирования, в ряде случаев он все-таки может оказаться недостаточным для того, чтобы обеспечить требуемое напряжение на шинах низшего напряжения подстанции в разных режимах работы: при изменении нагрузки от наибольшего до наименьшего значения и в послеаварийных режимах. Чтобы проверить возможность обеспечения требуемого напряжения, нужно вычислить необходимое изменение коэффициента трансформации, т.е. определить соответствующее ему регулировочное ответвление и убедиться в том, что оно находится внутри регулировочного диапазона РПН. Пусть в результате расчета режима известно напряжение на стороне ВН. Тогда может быть определено напряжение на стороне НН U2, соответствующее номинальному коэффициенту трансформации. В общем случае оно может отличаться от требуемого значения напряжения UНН и поэтому потребуется изменение коэффициента трансформации. Оценим отклонение напряжения U2 от требуемого в данном режиме U2 треб значения в процентах V U 2  U 2 òðåá 100 . U 2 òðåá Если величина V окажется выходящей за пределы диапазона РПН, то обеспечить UНН будет невозможно. Можно также определить то напряжение, которое будет после соответствующего изменения коэффициента трансформации. Пусть регулировочный диапазон РПН характеризуется максимальным количеством ответвлений Nмакс и шагом регулирования напряжения Uотв. Так, для трансформатора с диапазоном регулирования ±91,78% эти значения будут Nмакс = ±9 и Uотв = 1,78%. Тогда может быть определено требуемое число ответвлений для изменения напряжения U2 до значения U2 треб: N  V U отв . Так как N должно быть числом целым, то его необходимо округлить до ближайшего целого значения имея при этом ввиду, что оно не должно превышать Nмакс, т.е. –Nмакс ≤N≤ +Nмакс. После этого может быть определено действительное значение напряжения U 2 действ  U ННном U 2 .  U 2 n U ВНном (1  N  U отв / 100) Например, трансформатор характеризуется следующими параметрами: UВНном = 115 кВ, UННном = 10,5 кВ и пределами регулирования ±91,78% (±16%). Требуемое значение напряжения на шинах низшего напряжения UНН = 10,5 кВ. Пусть U 2 = 118,5 кВ. Тогда U2  U 2 10,5  118,5  10,82  U 2 òðåá . nном 115 Отклонение напряжения от UННV = 3,05%. Требуемое число ответвлений N = 3,05/1,78 = 1,7 и поэтому принимаем N = 2. В результате действительное значения напряжения после его регулирования будет равно U 2 действ  118,5 10,5  10,45 кВ . 115(1  2  0,0178) Если же U 2 = 94 кВ, то U2 = 8,58 кВ и отклонение напряжения составит V = –18,26%, что выходит за пределы регулировочного диапазона.Т ребуемое число ответвлений N = –18,26/1,78 = –10,3 . Это также подтверждает выход за пределы регулировочного диапазона, поэтому принимаем N = –9. В результате получим U 2 действ  94 10,5  10,22 кВ . 115(1  9  0,0178) Трансформаторы с ПБВ Другой вид трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации – это трансформаторы с ПБВ, в которых переключение регулировочных ответвлений осуществляется на отключенном трансформаторе (переключение без возбуждения). Это трансформаторы, устанавливаемые в распределительных электрических сетях напряжением 635 кВ для электроснабжения потребителей в сетях напряжением 380 В.Переключения в таких трансформаторах не могут выполняться регулярно. Они производятся только в том случае, если трансформаторы с РПН в ЦП не могут обеспечить регулирование напряжения при сезонном изменении нагрузки. Соответственно такие переключения осуществляются при необходимости только один раз в сезон. Необходимость сезонного изменения коэффициента трансформации на трансформаторе с ПБВ может быть выполнена следующим образом. В режиме наибольших нагрузок когда напряжение на шинах низшего напряжения ЦП обеспечивается на уровне 1,05 Uном выполняется расчет потерь напряжения в линии и трансформаторе с ПБВ. Выбирается такой коэффициент трансформации, чтобы на шинах низшего напряжения этой ТП обеспечивалось также напряжение равное 1,05 Uном . После этого рассматривается режиме наименьших нагрузок когда напряжение на шинах низшего напряжения ЦП равно Uном. Определяется напряжение на шинах низшего напряжения этой ТП при том же коэффициенте трансформации трансформатора с ПБВ. Если оно оказывается меньше 1,05 Uном , то регулирование напряжения на нем не требуется. В противном случае следует трансформатор отключить от сети и выполнить переключение регулировочных ответвлений для обеспечения требуемого напряжения. Средства местного регулирования напряжения Централизованное регулирование напряжения в ЦП должно обеспечить требуемые уровни напряжения у всех потребителей. Распределительные электрические сети очень различаются по схемам, протяженности, и в ряде случаев может оказаться, что у удаленных потребителей напряжения оказываются ниже требуемых значений. В этом случае используются средства местного регулирования напряжения. Назначение этих средств – уменьшить потери напряжения в линиях и трансформаторах распределительной сети. Рассмотрим, какие для этого средства могут быть использованы. Электрическая энергия передается от источников к потребителям через линии и трансформаторы электрической сети, и уравнение для определения потери напряжения в этих элементов в общем виде следующее: U  PR  QX U . Для уменьшения потерь напряжения необходимо уменьшение числителя этого выражения. Уменьшение активной мощности Р невозможно, так как это означает отключение потребителей от сети. Уменьшение активного сопротивления возможно за счет увеличения сечений проводов линий, мощности трансформаторов, сооружения новых линий, однако это требует значительных капиталовложений и соответствующих технико- экономических обоснований. Те же мероприятия за исключением увеличения сечения проводов позволяют также уменьшить реактивные сопротивления элементов сети. Основная литература 1. Ананичева С.С. Анализ электроэнергетических сетей и систем в примерах и задачах [Электронный ресурс] : учебное пособие / С.С. Ананичева, С.Н. Шелюг. — Электрон. тексто-вые данные. — Екатеринбург: Уральский федеральный университет, ЭБС АСВ, 2016. — 176 c. — 978-5-7996-1784-4. — Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/65910.html/ 2. Короткевич М.А. Эксплуатация электрических сетей [Электронный ресурс]: учебник / М.А. Короткевич. — Электрон. текстовые данные. — Минск: Вышэйшая школа, 2014. — 351 c. — 978-985-06-2397-3. — Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/35574.html/ 3. Русина А.Г. Режимы электрических станций и электроэнергетических систем [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Русина А.Г., Филиппова Т.А.— Электрон. текстовые данные.— Новосибирск: Новосибирский государственный технический университет, 2016.— 400 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/91729.html/ Дополнительная литература 1. Хрущев Ю.В. Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах [Электронный ресурс] : учебное пособие / Ю.В. Хрущев, К.И. Заподовников, А.Ю. Юшков. — Электрон. текстовые данные. — Томск: Томский политехнический университет, 2012. — 154 c. — 978-5-4387-0125-5. — Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/34740.html/ 2. Ананичева С.С. Модели развития электроэнергетических систем [Электронный ресурс]: учебное пособие / С.С. Ананичева, П.Е. Мезенцев, А.Л. Мызин. — Электрон. текстовые данные. — Екатеринбург: Уральский федеральный университет, ЭБС АСВ, 2014. — 148 c. — 978-5-321-02313-6. — Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/65947.html/ 3. Русина А.Г. Балансы мощности и выработки электроэнергии в электроэнергетиче-ской системе [Электронный ресурс] : учебно-методическое пособие / А.Г. Русина, Т.А. Филиппова. — Электрон. текстовые данные. — Новосибирск: Новосибирский государственный тех-нический университет, 2012. — 55 c. — 978-5-7782-1935-9. — Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/45078.html/