Какие существуют способы регулирования напряжения в электрической сети ЭЭС?
Потребление мощности в ЭЭС изменяется в течение времени. Разным режимам работы потребителей соответствуют разные потоки мощности, протекающие по сети и, следовательно, разные потери напряжения. В режиме наибольших нагрузок сеть, как правило, сильно загружена и потери напряжения в ее элементах большие. В других нормальных режимах потери напряжения меньше, а в режиме наименьших нагрузок могут быть совсем незначительными.
Отклонение напряжения в узлах сети обычно определяется в процентах относительно номинального напряжения сети:
Требования к отклонению напряжения в электрической сети и на выводах электроприемников обусловливают необходимость регулирования напряжения во всех видах электрических сетей. Различают централизованное и локальное регулирование напряжения.
К методам регулирования напряжения относят:
1) регулирование напряжения не электростанциях
Регулирование напряжения на шинах электрической станции производится автоматически с помощью быстродействующего автоматического регулятора возбуждения (АРВ) синхронных генераторов.
2) с помощью регулирующих устройств трансформаторов
Изменяя коэффициент трансформации трансформаторов (РПН - регулирование напряжения под нагрузкой; ПБВ – переключение без возбуждения)
На шинах ВН подстанций в режиме максимальных нагрузок необходимы такие уровни напряжения, при которых на вторичной стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение не будет ниже 1,05 номинального, а в послеаварийных режимах – номинального. Для всех шин подстанций (ВН, СН и НН) напряжение не должно превышать наибольшего рабочего напряжения (табл. 7.1).
|
|
|
Таблица 7.1. Наибольшие рабочие напряжения в электрических сетях, кВ
| Номинальное напряжение | 6 | 10 | 20 | 35 | 110 | 220 | 330 | 500 | 750 | 1150 |
| Наибольшее напряжение | 7,2 | 12 | 24 | 40,5 | 126 | 252 | 363 | 525 | 787 | 1200 |
Уровни напряжения можно изменить с помощью отпаек РПН трансформаторов новых подстанций (локальное регулирование напряжения).
3) с помощью изменения падений напряжения в электрической сети.
К нему относятся: компенсация реактивной мощности установкой компенсирующих устройств, изменение сопротивления электрической сети продольной компенсацией.
Рис. 7.1. Продольная компенсация индуктивного сопротивления линии
8. От чего зависят и как определяются потери мощности (∆Р, ∆ Q ) и падение напряжения ∆U = ∆ U + jΔU на участке электрической сети, питающем нагрузку (рисунок)?
Потери активной мощности в трехфазной линии электропередачи при симметричной нагрузке и без учета поперечной составляющей (потери на корону) определяются по выражению
|
|
|
Потери реактивной мощности линии определяются по выражению
Напряжение в точке 2 определится по выражению
U2 = U1 - ΔU
где ΔU - падение напряжения на сопротивлении сети при протекании тока
нагрузки. Оно может быть определено по выражению:
где Р и Q – активная и реактивная мощность нагрузки
U – номинальное напряжение участка электрической сети
9. Что такое Т max и τ и для чего используются в курсовой работе?
Тmax – время использования максимальной нагрузки
τ – время наибольших потерь
В разделе технико-экономического сопоставления вариантов сооружения электрической сети при расчете капитализированной стоимости потерь необходимо найти стоимость полных потерь мощности в электрической сети, которые находятся по выражению:
где τ - время наибольших потерь:
;
b - удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии.
Дата добавления: 2021-06-02; просмотров: 70; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!