Регулирование уровня напряжения в распределительных сетях производится как правило

Лекция 13 регулирование напряжения в электрических сетях

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:

.

Наибольшие отклонения напряжения у потребителей, как правило, наступают в аварийных режимах – при отключениях линий и выходе из работы крупного оборудования (генераторов, трансформаторов).

Работа электроприемников с наилучшими технико-экономическими показателями (высокий КПД, надежность, электромагнитная безопасность и т. п.) возможна только при небольших отклонениях напряжения на их выводах. ГОСТ 13109 — 97 определяет нормальные и предельно допустимые отклонения напряжения у электроприемников, а ГОСТ 21128 — 83 устанавливает наибольшие рабочие напряжения для оборудования ЭЭС. Кроме того, для трансформаторов электрической сети устанавливается превышение напряжения не более, чем на 5 % относительно напряжения рабочего ответвления регулирующего устройства, что связано с недопустимостью перехода на нелинейную часть кривой намагничивания трансформатора.

Нижний уровень напряжений в электрической сети определяется условиями регулирования напряжения в распределительных сетях и устойчивостью работы ЭЭС. Указанные требования к отклонению напряжения в электрической сети и на выводах электроприемников обуславливают необходимость регулирования напряжения во всех видах электрических сетей. Различают централизованное и локальное регулирование напряжения.

При централизованном регулировании напряжение изменяют в центре питания (ЦП), которым могут быть шины электростанции, а также шины среднего или низкого напряжения понижающей подстанции. Локальное регулирование используется в питающих и распределительных сетях для отдельных групп потребителей или электроприемников (групповое регулирование). Иногда регулирование выполняется для отдельного электроприемника (индивидуальное регулирование).

Рассмотрим схему электрической сети, изображенную на рис. 13.1. Напряжение на генераторе, равное номинальному напряжению генератора, на 5 % выше номинального напряжения сети. Если сеть имеет номинальное напряжение 10 кВ, то номинальное напряжение генератора 10,5 кВ. На генераторе допускается нормальное превышение напряжения относительно его номинального напряжения на 5 %. Пусть генератор, рис. 13.1, работает с наибольшим рабочим напряжением, тогда отклонение напряжение на его выводах составляет +10 % относительно номинального напряжения сети.

Рис. 13.1. Схема электрической сети и графики отклонения напряжения

Силовые трансформаторы, как правило, имеют номинальные напряжения обмоток на 5…10 % выше номинального напряжения сети, к которой они присоединены. Это требуется потому, что рабочее напряжение сети стремятся поддерживать выше номинального напряжения из условия необходимости компенсации потерь напряжения. Следовательно, трансформаторы работают на повышенном напряжении и с целью их работы с величиной тока намагничивания, соответствующего линейной части характеристики намагничивания, обмотки трансформатора рассчитывают на номинальное напряжение большее, чем номинальное напряжение сети.

В каждом элементе цепочки шин a,b…h, показанной на рис. 13.1, теряется напряжение. В режиме максимальных нагрузок эта величина в среднем для линий равна 10 %, а для трансформаторов 5 %. Отклонение напряжения в конечной точке h без использования специальных средств составило бы величину:

Такое снижение напряжения недопустимо для всякого потребителя и для электрической сети. Поэтому трансформаторы даже без каких-либо средств регулирования напряжения изготавливаются с таким соотношением напряжений обмоток, чтобы обеспечить добавку напряжения при трансформации порядка 5 %. На рис. 13.1 указаны действительные и относительные величины номинальных напряжений обмоток трансформаторов. разность относительных напряжений для каждого трансформатора дает его добавку напряжения DV. Следовательно, в среднем можно считать, что при потере напряжения в трансформаторе порядка 5 % она компенсируется добавкой напряжения трансформатора, и в расчете по формуле (13.2) отклонение напряжения в точке h окажется не –40 %, а –20 %. Этого, однако, также нельзя допустить, поскольку в конечном счете к точке h присоединяется распределительная сеть 10/0,38 кВ, где тоже есть потери напряжения, которые необходимо компенсировать положительным отклонением величины напряжения в точке h до 5…10 %. Следовательно, в цепочке a…h требуется еще суммарная добавка напряжения порядка (5…10 %) — (-20 %) = 25…30 %. Это достигается установкой в сети устройств регулирования напряжения, которые обеспечивают либо снижение потерь напряжения в линиях и трансформаторах, либо вводят дополнительные добавки напряжения в трансформаторах. Следует отметить, что в рассматриваемой схеме сети трансформатор Т₁ является повышающим, а все другие — понижающими. Повышающий трансформатор на электростанции не имеет устройства регулирования напряжения и регулирование напряжения на электростанции возможно только за счет генераторов.

К методам регулирования напряжения относят: регулирование напряжения на электростанциях, с помощью регулирующих устройств трансформаторов на понижающих подстанциях и с помощью изменения падений напряжения в электрической сети.

Изменение напряжения на электростанциях в ЭЭС может одновременно изменить напряжения во всей передающей сети высокого и сверхвысокого напряжения и связано с перераспределением реактивной мощности между электростанциями. В случае сети, питающейся от одной электростанции, рис. 13.2,а, напряжения меняются во всех узлах сети.

Изменение коэффициента трансформации одного из понижающих трансформаторов влияет на напряжение шин низкого напряжения (НН) только на данном трансформаторе и на напряжения сети, которая питается от этих шин, рис. 13.2,а.

Установка КУ на одной из понижающих подстанций изменит потоки реактивной мощности в ЛЭП по пути от ЦП до данной подстанции и, следовательно, падения напряжения в этих ЛЭП. Это изменит напряжения во всех узлах сети, кроме ЦП, рис. 13.2,б. Изменить падения напряжения на участках электрической сети можно также отключением и включением части параллельных элементов в сети, например одной цепи двухцепной ЛЭП, рис. 13.2,б.

Р ис. 13.2. Схема электрической сети с областями влияния при использовании различных методов регулирования напряжения

Регулирование напряжения в электрических сетях выполняется по одному из трех принципов:

• стабилизация напряжения;
• стабилизация по заданному графику напряжения:
• встречное (согласное) регулирование.

В соответствие с принципом стабилизации напряжение на шинах нагрузки поддерживается всегда на заданном уровне, рис. 13.3,а. Регулирование по заданному графику предусматривает стабилизацию разных на различных временных интервалах заданных значений напряжений. В этом случае график напряжения является ступенчатым, например, в часы утреннего и вечернего максимума напряжение поддерживается выше, чем в остальные часы суток, рис 13.3,б. Принципы стабилизации используются при регулировании напряжения на электростанциях и в специальных случаях для индивидуального регулирования напряжения у некоторых электроприемников. Рис.13.3. Графики напряжения Рис. 13.4. Принцип встречного регулирования напряжения Принцип встречного регулирования устанавливает значение напряжения на шинах НН понижающих подстанций в зависимости от тока нагрузки. Согласно ПУЭ, на шинах ЦП 6…20 кВ должно обеспечиваться встречное регулирование напряжения, при котором напряжение ЦП должно увеличиваться по мере роста нагрузки. В часы максимальной нагрузки напряжение поддерживается на 5…10 % выше номинального (не ниже 1,05 от номинального напряжения), а в часы минимальных нагрузок не выше номинального значения. График напряжения на шинах ЦП по форме повторяет график токовой нагрузки, рис. 13.3,в. Характеристика регулятора напряжения является линейной в зависимости от тока нагрузки, рис. 13.4. К средствам регулирования напряжения относятся регуляторы напряжения на электростанциях, регулирующие устройства на понижающих трансформаторах, специальные регулировочные трансформаторы и КУ. Кроме того, к средствам регулирования напряжения можно отнести системы отключения (включения) части параллельно работающих элементов электрической сети.

Регулирование напряжения в энергосистеме

Регулирование напряжения – его намеренное изменение в целях технически допустимых условий работы системы электроснабжения или увеличения ее экономичности.

Задача регулирования напряжения — обеспечение нормальных технических условий и экономичности совместной работы электросетей и производственных механизмов. В сети каждой ступени трансформации напряжения, оно должно быть в соответствующих пределах.

Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений.

Причинами этого являются:

а) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки (изменение активной мощности от минимального до максимального значения вызывает большие изменения потерь напряжения во времени),

б) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов,

в) неправильно построенные схемы сетей.

Регулирование напряжения дает проведение следующих мероприятий:

1. Выбор средств регулирования, регулировочных диапазонов ступеней регулирования;

2. Выбор мощности и места установки регулирующих устройств в сети;

3. Выбор системы автоматического регулирования.

При этом надо выполнять технические требования и выбирать экономически выгодное решение. Задача регулирования напряжения обеспечивается регулирующими и компенсирующими устройствами.

Напряжение в разных точках системы можно регулировать следующим образом:

• изменением возбуждения генераторов. В сложной пространственно большой системе этим путем нельзя обеспечить надлежащий уровень напряжения во всех узлах ее;
• изменением коэффициентов трансформации трансформаторов;
• с помощью компенсирующих установок: статических конденсаторов или синхронных компенсаторов. Изменяя потоки реактивной энергии, протекающие по сетям системы, эти установки способствуют уменьшению падения напряжения в них и поддержанию его на должном уровне.

Вопросы регулирования напряжения должны решаться с вопросами баланса и распределения реактивной мощности, выбора компенсирующих устройств, повышения, повышения КПД сети в целом.

Для выполнения требований к режиму напряжения надо:

1. Централизованное изменение режима напряжения в пунктах питания распределительных сетей. Изменение режима напряжения единовременное мероприятие на длительный период времени (для распределительных сетей). Для изменения напряжения используют ПБВ (переключатели без возбуждения тpaнcфopмaтopa), установки с продольной компенсацией. Режим при этом улучшается, но закон изменения напряжения вынужденный.

2. Регулирование потерь напряжения в отдельных или нескольких элементах сети (линиях, участках), то есть изменение напряжения по желаемому закону (лучше автоматическое). Закон подбирается с учетом условий изменения нагрузки.

3. Изменение или регулирование коэффициента трансформации линейного регулятора, трансформатора между центром питания и электроприемниками, то есть в распределительных сетях. Регулировочные устройства должны дать величину напряжения по модулю в пределах стандарта.

Регулирование напряжения в распределительных сетях

Экономичность режима напряжения в распределительных сетях определяется работой потребителей, а в питающих сетях — потерями мощности в сети. Связь между сетями обеспечивается трансформатором с регулированием под нагрузкой. Это основное средство в общей системе регулирования в электрической системе со многими ступенями трансформации в сетях.

Регулирование напряжения в распределительных сетях тесно связано с регулированием напряжения в питающих сетях, так как регулирование напряжения в центре питания влияет на отклонение напряжения в приемниках. Таким образом, регулирование напряжения в центре питания надо согласовывать с изменением потерь напряжения на участках сети.

Повышение экономичности распределительных сетей связано с увеличением требований к условиям регулирования напряжения. Ступени регулирования ответвлений трансформаторов обычно понижается с 5% до 2,5% от Uн для достижения экономичности. К распределительным сетям обычно подключены разнохарактерные нагрузки.

Централизованное регулирование напряжения в центре питания не дает желаемый режим напряжений в распределительной сети. Для определения экономичности наивыгоднейшего регулирования напряжения в пункте питания используется интегральный критерий качества напряжения. При этом применяется местное регулирование напряжения, т.е. регулирование для одной группы потребителей или приемников энергии. Решаются вопросы:

1. выбора типа регулирующих устройств и мест их локализации;

2. выбор диапазонов и ступеней регулирования трансформаторов.

Выбор распределительных трансформаторов с РПН (регулирование под нагрузкой) приводит к удорожанию сети.

В качестве средств местного регулирования напряжения могут применяться синхронные двигатели, управляемые батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы. Компенсирующие устройства используются для увеличения экономичности сети и улучшения режима напряжения.

Иногда экономически выгодна установка дополнительных компенсирующих устройств, так как для регулирования напряжения надо иметь в энергосистеме резерв реактивной мощности.

Проектирование распределительных электрических сетей должно проводиться с выбором способов регулирования напряжения при сочетании централизованного и местного регулирования и использования компенсирующих устройств в местных сетях.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Способы и средства регулирования напряжения у электроприемников

Для обеспечения некоторых заранее заданных значений отклонений напряжений у электроприемников применяются следующие способы:

1. Регулирование напряжения на шинах центра питания;

2. Изменение величины потери напряжения в элементах сети;

3. Изменение величины передаваемой реактивной мощности.

4. Изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Регулирование напряжения на шинах центра питания

Регулирование напряжения на центре питания (ЦП) приводит к изменениям напряжения во всей присоединенной к ЦП сети и называется централизованным, остальные способы регулирования изменяют напряжение на определенном участке и называются местными способами регулирования напряжения. В качестве ЦП городских сетей могут рассматриваться шины генераторного напряжения ТЭЦ или шины низшего напряжения районных подстанций или подстанций глубокого ввода. Отсюда вытекают и способы регулирования напряжения.

На генераторном напряжении оно производится автоматически изменением тока возбуждения генераторов. Отклонения от номинального напряжения допускаются в пределах ±5%. На стороне низшего напряжения районных подстанций регулирование осуществляется при помощи трансформаторов с регулированием под нагрузкой (РПН), линейных регуляторов (ЛР) и синхронных компенсаторов (СК).

При различных требованиях, предъявляемых потребителями, устройства для регулирования могут применяться совместно. Такие системы носят название централизованно-группового регулирования напряжения.

На шинах ЦП, как правило, осуществляется встречное регулирование, т. е. такое регулирование, при котором в часы наибольших нагрузок, когда потери напряжения в сети тоже наибольшие, напряжение повышается, а в часы минимальных нагрузок — понижается.

Трансформаторы с РПН позволяют осуществить довольно большой диапазон регулирования до ±10 — 12%, а в некоторых случаях (трансформаторы типа ТДН с высшим напряжением 110 кВ до 16% при 9 ступенях регулирования. Существуют конструкции для плавного регулирования под нагрузкой, но они пока дороги и применяются в исключительных случаях, при особенно повышенных требованиях.

Изменение величины потери напряжения в элементах сети

Изменение потери напряжения в элементах сети может осуществляться изменением сопротивлений цепи например, изменением сечении проводов и кабелей, отключением или включением числа параллельно включенных линий и трансформаторов (смотрите — Параллельная работа трансформаторов).

Выбор сечений проводов, как известно, производится из условий нагрева, экономической плотности тока и по допустимой потере напряжения, а также по условиям механической прочности. Однако расчет сети, особенно высокого напряжения по допустимой потере напряжения, не всегда обеспечивает нормируемые отклонения напряжения у электроприемников. Поэтому в ПУЭ нормируются не потери, а отклонения напряжения.

Реактивное сопротивление сети можно изменять при последовательном включении конденсаторов (продольная емкостная компенсация).

Продольной емкостной компенсацией называется, способ регулирования напряжения, при котором последовательно в рассечку каждой фазы линии включаются статические конденсаторы для получения надбавок напряжения.

Известно, что суммарное реактивное сопротивление электрической цепи определяется разностью между индуктивным и емкостным сопротивлениями.

Изменяя величину емкости включаемых конденсаторов, а следовательно, и величину емкостного сопротивления, можно получить различные величины потери напряжения в линии, что равнозначно соответствующей надбавке напряжения на зажимах электроприемников.

Последовательное включение конденсаторов в сеть целесообразно при невысоких коэффициентах мощности в воздушных сетях, в которых потеря напряжения в основном определяется ее реактивной составляющей.

Продольная компенсация особенно эффективна в сетях с резкими колебаниями нагрузки, так как ее действие совершенно автоматическое и зависит от величины протекающего тока.

Следует также учитывать, что продольная емкостная компенсация приводит к увеличению токов короткого замыкания в сети и может быть причиной резонансных перенапряжений, что требует специальной проверки.

Для целей продольной компенсации нет необходимости устанавливать конденсаторы, рассчитанные на полное рабочее напряжение сети, однако они должны иметь надежную изоляцию от земли.

Изменение величины передаваемой реактивной мощности

Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами электростанций, но и синхронными компенсаторами и перевозбужденными синхронными электродвигателями, а также статическими конденсаторами, включаемыми в сеть параллельно (поперечная компенсация).

Мощность компенсационных устройств, которые должны быть установлены в сети, определяется балансом реактивной мощности в данном узле энергосистемы на основе технико-экономических расчетов.

Синхронные двигатели и батареи конденсаторов, являясь источниками реактивной мощности, могут оказать существенное влияние на режим напряжения в электрической сети. При этом автоматическое регулирование напряжения и сети синхронными двигателями может осуществляться плавно.

В качестве источников реактивной мощности на крупных районных подстанциях часто применяются специальные синхронные двигатели облегченной конструкции, работающие в режиме холостого хода. Такие двигатели называются синхронными компенсаторами.

Наибольшее распространение и промышленности имеет серия электродвигателей СК, изготовляемых на номинальное напряжение 380 — 660 В, рассчитанных на нормальную работу при опережающем коэффициенте мощности, равном 0,8.

Мощные синхронные компенсаторы устанавливаются, как правило, на районных подстанциях, а синхронные двигатели чаще применяются для различных приводов в промышленности (мощные насосы, компрессоры).

Наличие относительно больших потерь энергии в синхронных двигателях затрудняет их применение в сетях с небольшими нагрузками. Как показывают расчеты, в этом случае более целесообразны батареи статических конденсаторов. Принципиально влияние конденсаторов поперечной компенсации на уровни напряжения в сети аналогично влиянию перевозбужденных синхронных двигателей.

Более подробно о конденсаторах сказано в статье Статические конденсаторы для компенсации реактивной мощности, где они рассматриваются с точки зрения повышения коэффициента мощности.

Существует ряд схем автоматизации компенсационных батарей. Такие устройства выпускаются промышленностью в комплекте с конденсаторами. Одна из таких схем показана здесь: Схемы включения конденсаторных батарей

Изменение коэффициентов трансформации трансформаторов

Выпускаемые в настоящее время силовые трансформаторы напряжением до 35 кВ для установки в распределительных сетях снабжены переключателями ПБВ для переключения регулировочных ответвлений в первичной обмотке. Таких ответвлений обычно 4, кроме основного, что позволяет получить пять коэффициентов трансформации (надбавки напряжения от 0 до +10%, на основном ответвлении — +5%).

Перестановка ответвлений — наиболее дешевый способ регулирования, но он требует отключения трансформатора от сети, а это вызывает перерыв, хотя и кратковременный, в питании потребителей, поэтому он применяется только для сезонного регулировании напряжения, т. е. 1 — 2 раза в год перед летним и зимним сезонами.

Для выбора наивыгоднейшего коэффициента трансформации существует несколько расчетных и графических методов.

Рассмотрим здесь лишь один наиболее простой и наглядный. Порядок расчета следующий:

1. По ПУЭ принимают допустимые отклонения напряжения дли данного потребителя (или группы потребителей).

2. Приводят все сопротивления рассматриваемого участка цепи к одному (чаще к высокому) напряжению.

3. Зная напряжения в начале сети высшего напряжения, вычитают из него суммарную приведенную потерю напряжения до потребителя для требуемых режимов нагрузки.

В электрических сетях для централизованного и местного регулирований применяются силовые трансформаторы, снабженные устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Их преимущество заключается в том, что регулирование осуществляется без отключения трансформатора от сети. Существует большое количество схем с автоматическим и без автоматического управления.

Переход с одной ступени на другую осуществляется при дистанционном управлении при помощи электропривода без разрыва рабочего тока в цепи обмотки высшего напряжения. Это достигается закорачиванием на короткое время регулируемой секции токоограничивающим сопротивлением (дросселем).

Автоматические регуляторы весьма удобны и допускают до 30 переключений в сутки. Регуляторы отстраиваются таким образом, чтобы они имели так называемую зону нечувствительности, которая должна быть больше ступени регулирования на 20 — 40%. При этом они не должны реагировать на кратковременные изменения напряжения, вызванные удаленными короткими замыканиями, пусками крупных электродвигателей и т. д.

Схему подстанции целесообразно строить так, чтобы на один регулируемый трансформатор но возможности присоединялись потребители с однородными графиками нагрузок и примерно одинаковыми требованиями к качеству напряжения.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Инструкция по регулированию напряжения в сети предприятия

1.1. Настоящая инструкция устанавливает порядок регулирования напряжения на шинах 110-35-10-6-3 кВ подстанций электрических сетей.

1.2. Настоящая инструкция составлена на основании:
— Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
— Типовой инструкции «Ликвидация аварий и технологических нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях» (СОУ-Н МПЕ 40.1.20.563:2004);
— ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

1. Правил пользования электрической энергией;
2. Инструкции «По контролю и анализу качества электроэнергии и регулированию напряжения».

1.3. Знание инструкции обязательно для:
а) оперативного и оперативно-производственного персонала электрических сетей;
б) диспетчеров ОДС;
в) диспетчеров РЭС.

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ

2.1. Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
— соответствие значений показателей качества требованиям ГОСТ 13109-97;

1. соответствие уровня напряжений значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
2. необходимый запас устойчивости энергосистем;
3. минимум потерь электроэнергии в электрических сетях.

2.2. Регулирование напряжения в сети 110кВ и выше осуществляет диспетчер электроэнергетической системы.

2.3. Двухступенчатый график напряжения в контрольных точках задается ежеквартально электроэнергетической системы. Верхняя ступень графика напряжения соответствует максимальному режиму потребления ОЭС, электроэнергетической системы, а нижняя ступень минимальному режиму. Длительность максимального и минимального режимов (в часах) задает НЭК, электроэнергетической системы в зависимости от сезонов года. Время предположительного перехода от одной ступени графика на другой один-два часа. Переход осуществляется пропорционально изменению активной нагрузки электростанциями, а если электростанция работает по ровному графику, то пропорционально изменению потребления энергосистемы или по принципу встречного регулирования напряжения – противоположно естественной тенденции его изменения. Отклонение от задаваемых графиком оптимальных уровней напряжения в контрольных точках ОЭС страны, электроэнергетической системы, не допускаются. Уровни напряжения, задаваемые графиками, должны поддерживаться с точностью реально обеспечиваемой измерительными приборами, которыми пользуется для визуального контроля дежурный персонал.

2.4. В Центральных электрических сетях, с учетом заданного графика, разрабатывается график напряжений на ПС 110кВ, 35кВ, 6кВ. Определяются положения ответвлений РПН (БПВ) трансформаторов и утверждаются главным инженером электрических сетей.

2.5. Диспетчер ОДС и оперативный персонал электрических сетей обязаны вести постоянный контроль уровней напряжения на шинах ПС. Напряжение контролируется с использованием существующих технических средств измерений и информации.

2.6. Оперативный персонал регулированием напряжения в электрических сетях должен обеспечить выполнение требований к качеству электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Отклонение показателей качества за установленные пределы ведет к увеличению потерь электроэнергии и мощности в электрических сетях.
Потери мощности в сети и в электрооборудовании изменяются в зависимости от значения напряжения. Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны квадрату напряжения.
Потери холостого хода пропорциональны квадрату напряжения.
Искажение симметрии и синусоидальности токов и напряжений приводит к дополнительным потерям мощности в линиях, трансформаторах, вращающихся машинах и батареях конденсаторов.

2.7. Диспетчер ОДС контролирует использование реактивной мощности генераторов блокстанций и БСК, СК находящихся на территории электрических сетей. Списки потребителей, имеющих компенсирующие устройства, составляются Энергонадзором и передаются соответствующим ПС и в ОДС.

1. Минимальные, максимальные и аварийные величины напряжения для контрольных пунктов на шинах подстанций 330 – 110кВ задаются электроэнергетической системы. В случае одновременного снижения частоты и напряжения аварийные пределы напряжения могут быть понижены из расчета 1% напряжения на 1 Гц.
2. Регулирование напряжения в сети 35кВ, 10кВ, 6кВ, осуществляет диспетчер ОДС.

Принятые стандартные значения номинальных напряжений сетей и наибольших значений напряжения для оборудования, присоединенного к этим сетям, приведены ниже в таблице-1.
ТАБЛИЦА-1 (ГОСТ 721-77)
Номинальные напряжения электрических сетей трехфазного тока 50 Гц.

Наибольшее раб напряжение, кВ

Номинальные напряжения, кВ

Наибольшее раб напряжение, кВ