Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети

1.1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.

Активная мощность генерации P_ген, необходимая для питания проектируемой сети.

,

где Р_ген – активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;

Р_нагрi – заданная нагрузка в i-ом пункте;

– суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Тогда:

МВт,

Мвт.

1.2 Генерация и потребление реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos j_нагр=0,8.

Тогда j_нагр1=arccos 0,8=36.87 ° и tg j_нагр= 0,75.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Q_{нагр i} =Р_{нагр i} ×tg j_нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Q_нагр1 =P_нагр1 ×tg j_нагр=33×0,75= 24,75 Мвар;

Q_нагр2 =P_нагр2 ×tg j_нагр=27×0,75= 20,25 Мвар;

Q_нагр3 =P_нагр3 ×tg j_нагр=40×0,75= 30 Мвар;

Q_нагр4 =P_нагр4 ×tg j_нагр=20×0,75= 15 Мвар;

Q_нагр5 =P_нагр5 ×tg j_нагр=10×0,75= 7,5 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Q_нагр1+ Q_нагр2+ Q_нагр3+ Q_нагр4+ Q_нагр5= 24,75 +20,25 +30+15+7,5 =

97,5 Мвар.

Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

Q_потр=åQ_{нагр i+}DQ_ЛS+DQ_ТРS-Q_СS,

где DQ_ЛS - суммарные потери реактивной мощности в линиях;

DQ_ТРS - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

Q_СS - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

Зарядная мощность линии при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть:

DQ_ЛS=Q_СS;

Q_потр = åQ_{нагр i} +DQ_ТРS.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

DQ_ТРS = 0,1× m × ,

где S_{нагр i} – полная мощность i -го потребителя;

m – число трансформаций.

Суммарная полная мощность потребителей сети составляет:

= 162,5 МВА.

В нашем случае m=2 с учётом того, что 2 трансформации на потребительской подстанции и на автотрансформаторе.

DQ_ТРS = 0,1×m× =0,1×2×41,25+ 0,1×1×121,25=20,375 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность:

97,5+20,375=117,875 Мвар.

Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cos _ген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания:

cos _ген=0,87;

_ген= 29,54°;

tg _ген= 0,5667;

135,2×0,5667= 76,62 Мвар.

Так как Q_ген < (76,62 Мвар < 117,875 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию покрытия потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

=117,875 - 76,62 = 41,255 Мвар.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.

В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.

Распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg j_Б:

=0,433.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Q_ку1=Р_нагр1(tgj_нагр- tg _Б)=33×(0,75–0,433)= 10,47 Мвар;

Q_ку2=Р_нагр2(tgj_нагр- tg _Б)=27×(0,75–0,433)= 8,57 Мвар;

Q_ку3=Р_нагр3(tgj_нагр- tg _Б)=40×(0,75–0,433)= 12,69 Мвар;

Q_ку4=Р_нагр4(tgj_нагр- tg _Б)=20×(0,75–0,433)= 6,35 Мвар;

Q_ку5=Р_нагр5(tgj_нагр- tg _Б)=10×(0,75–0,433)= 3,17 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Q_куS= Q_ку1+ Q_ку2+ Q_ку3+ Q_ку4+ Q_ку5=10,47 +8,57 +12,69 +6,35 +3,17 =41,25 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q₁=Q_нагр1–Q_ку1= 24,75 – 10,47 = 14,28 Мвар;

Q₂=Q_нагр2–Q_ку2= 20,25 – 8,57 = 11,68 Мвар;

Q₃=Q_нагр3–Q_ку3= 30 – 12,69 = 17,31 Мвар;

Q₄=Q_нагр4–Q_ку4= 15 – 6,35 = 8,65 Мвар;

Q₅=Q_нагр5–Q_ку5= 7,5 – 3,17 = 4,33 Мвар.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Определим полную мощность каждой подстанции:

35,96 МВА;

29,42 МВА;

43,58 МВА;

21,75 МВА;

10,9 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

34,84 +28,51 +42,24 +21,12 +10,56 =141,61 МВА.

Определим коэффициент мощности Cos j_Б после установки КУ:

j_Б = arctg (tg j_Б)= arctg (0,433)= 23,41°, cos j_Б= 0,92.