5.1 Построение диаграммы отклонений напряжения

После проведенных расчетов строится диаграмма отклонение напряжений и решится вопрос об их допустимости или не допустимости в соответствии с ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии. Согласно ГОСТу для сетей 6-10кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должны превышать 10%. В сетях до 1кВ – 5%.

Примерный характер диаграммы для максимальной и минимальной нагрузки, приведен на рис. 5.1.

Строится диаграмма следующим образом:

По вертикальной оси «А» откладывается в определенном масштабе значение U_цп для максимальной нагрузки, например -3%, - на оси «А» точка а.

Затем по той же оси откладывается значение потери напряжения в ЛЭП – U₁ в %, например 7%, от точки а вниз, сносится на ось «В» и получается точка b. Затем от точки b вверх отложить добавку напряжения трансформатора U_Т, которая определяется положением переключателя ответвлений. Так, если ответвление соответствует нулевому – U_Т=10%, то по оси «В» от точки b откладывается отрезок bс, соответствующий 10% и получается точка с.

Наконец, по той же оси вниз откладываются значения потери напряжения в трансформаторе U_Т, например U_Т=5%, сносится на ось «С» и получается точка d.

Соединив точки a, b, c и d прямыми линиями получается картина изменений отклонений напряжения от центра питания до шин вторичного напряжения ГПП в режиме максимальной нагрузки.

Аналогичным образом производится построение ломаной линии, соответствующей режиму минимальной нагрузки. Зона допустимых отклонений напряжения (10%) на рис.5.1. показана заштрихованной.

Р и с. 5.1. Диаграмма отклонений напряжений

Если отклонения U₂ выйдут за пределы указанной зоны, надо переключить ответвление в другое положение, при котором «добавка» трансформатора изменится в нужную сторону.

В заключении заметим, что современные трансформаторы напряжением 110кВ и выше снабжаются автоматическим регулятором напряжения под нагрузкой. В этом случае, в зависимости от принятого закона регулирования можно добиваться либо стабилизации напряжения (U₂=const), либо изменять в зависимости от значения рабочего тока, т.е. реализовать закон встречного регулирования напряжения (повышать уставку напряжения при большом токе и снижать при малых).

4. Определение потерь электроэнергии

Потери активной электроэнергии в элементах электрических сетей обычно определяют с целью использования их в технико-экономических расчетах, а также при определении себестоимости передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям.

Потери электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадратам токов (или мощностей), протекающих через эти элементы, и сопротивлениям элементов.

В двухцепной линии, выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии составляют

, кВтч, (6.1)

где r₀ – активное сопротивление провода, Ом/км; U_н – номинальное напряжение линии, кВ; S_p – расчетная мощность, кВА; l – длина ЛЭП, км;  – время максимальных потерь, ч.

Время потерь  можно определить лишь приближенно. Существует несколько способов аналитического определения . Для определения  можно использовать следующую эмпирическую формулу

, час. (6.2)

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП

, кВтч, (6.3)

или потери электроэнергии в одном из двух раздельно работающих трансформаторов

, кВтч, (6.4)

где Р_м.н – потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт; Р_ст – потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт; S_н – номинальная мощность трансформатора, кВА;

S_р – максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, кВА; m – число трансформаторов на подстанции; t – время, в течение которого трансформатор находится под напряжением (принять в расчетах t=8760ч), ч.

Полные потери электрической энергии составят

, кВтч, (6.5)

где - потери электроэнергии в электрической сети.