При курсовом проектировании принимается, что электрическая станция или система полностью удовлетворяет потребность в активной мощности. Поэтому баланс активной мощности в сети не рассматривается.
Установленная активная мощность генераторов на электростанциях Р эс сети может быть приближенно определена по активной суммарной нагрузке в пунктах потребления энергии (Р н сум) и с учётом потерь активной мощности в сети (6…8 %) несколькими трансформаторами, т.е.
Р эс = 1,08 Р н сум.
При курсовом проектировании составление баланса реактивной мощности сводится к тому, чтобы обеспечить приемлемые условия работы электросети. В соответствии с принципом встречного регулирования напряжения целесообразно поддерживать на шинах СН и НН подстанций такие уровни напряжения:
(1,05 - 1,08) U ном- в режиме максимальных нагрузок,
U ном- в режиме минимальных нагрузок.
Для послеаварийных схем сети при максимальных нагрузках напряжение на шинах СН и НН всех подстанций не должно быть ниже U ном (желательно иметь это напряжение больше U ном).
Реактивная составляющая собственных нужд электростанций с учетом потерь мощности в трансформаторах собственных нужд электростанций определяется исходя из cosj = 0,7.
Основными составляющими расходной части баланса реактивной мощности (Q п) являются нагрузка потребителей (S Q н) и потери в трансформаторах (D Q т) и линиях электропередачи (D Q л).
Q л=S Р н· tgj н+D Q т+D Q л. (13)
Реактивная составляющая нагрузки Q н= Р н· tgj н потребителей определяется исходя из средне статических значений tgj н (табл.1 к примеру 1).
Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах (D Q т) определяются по их параметрам и ожидаемой загрузке. При приближенных (оценочных) расчетах можно принять равными: (0,07 - 0,065) S ном для двухобмоточных трансформаторов; 0,09 S ном для трехобмоточных трансформаторов; 0,07 S ном для автотрансформаторов.
При выполнении расчетов Т.Э. эффективности принятых решений сетевого развития следует при определении D Q т воспользоваться графиками потерь реактивной мощности [4], рис. 5 и 6.
При более точных расчетах потери в трансформаторах D Q т следует определить из выражения:
, (14)
где D Q ктр - реактивные потери в трансформаторах, вызванные потоками рассеяния;
D Q хтр - реактивные потери, обусловленные намагничивающей мощностью трансформатора;
x тр и b тр0- соответственное реактивное сопротивление и реактивная проводимость трансформатора.
При курсовом проектировании для предварительной оценки потерь в линиях можно принять: в линиях 35-110 кВ Δ Q л= 0,09 Р и 0,15 Р в линиях 220 кВ и выше [8].
При точных расчетах следует использовать выражение:
, (15)
где х л - индуктивное сопротивление линии.
В приходной части баланса реактивной мощности учитывается:
- располагаемая реактивная мощность электростанций Q эс, исходя из активной мощности и tgj г генераторов (при отсутствии подробных данных tgj г = 0,62 для ГРЭС, АЭС и tgj г = 0,75 для ГЭС и ТЭЦ).
Q эс = 1,08· P н сум · tgj г; (16)
- зарядная мощность ВЛ Q с, при приближенных расчетах на первом этапе можно принять, что на каждые 100 км одно-цепной линий, зарядная реактивная мощность составляет при напряжении 110кВ -- 3,4…3,8 Мвар, при 150кВ -- 5,5…6,1 Мвар, при 220кВ – 14…14,6 Мвар, при 330кВ -- 40,6…42 Мвар, при 500кВ -- 91 ¸ 99 Мвар, при 750 кВ – 211…232 Мвар.
При более точных расчетах на II этапе зарядная мощность ВЛ определяется по формуле:
Q с= U 2· b 0· l л; (17)
где b 0 - удельная емкостная проводимость, См / км;
l - длина ВЛ, км.
Напряжение линии, кВ 110 - 220 330 - 500 750
b 0, См/км 2,7·10-6 3,7·10-6 4,2·10-6
Зарядная мощность - реактивная (емкостная) мощность, которая генерируется линией, определяется в основном напряжением линии и принимает существенные значения для ВЛ напряжение 110 кВ и выше.
Величина мощности компенсирующих устройств Q ку определяется из условия обеспечения баланса реактивной мощности в электрической сети
Q эс + Q с сум+ Q ку³ S P н tgj г+ D Q т+D Q л. (18)
Суммарная мощность компенсирующих устройств при максимальной нагрузке
Q ку сум³ Q н сум -(Q эс + Q с сум); (19)
Выбор типа компенсирующих устройств и места их установки в сети при проектировании решается на основе расчетов вариантов для ТЭ сравнения с учетом обеспечения условий регулирования напряжения.
Внутри сети одного напряжения размещение КУ с целью обеспечения наиболее эффективного повышения напряжения и снижения потерь производится в точках наиболее удаленных от источников питания. Технические данные КУ приведены в литературе ([4], табл.9,26…9,30; [3], табл. 6,91…6,92).
В питающих сетях напряжением до 200 кВ распределение реактивной мощности обычно ограничивается параметрами режима.
Обычно определяющими оказываются послеаварийные режимы работы сети. При этом необходимо считаться с влиянием распределения реактивной мощности на режим напряжений и изменения режима напряжений на потери активной мощности в сети [6].
В качестве примера (пример 4) покажем сводный баланс реактивной мощности в вариантах развития сети по заданию 1-1, в таблице 11.
Т а б л и ц а 11
Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам
| Баланс по вариантам | Расчетная реактивная мощность, Мвар | |||||
| I | II | III | IV | V | VI | |
| Q приход | 227,6 49,5 277,1 | 227,6 58,7 286,3 | 227,6 54,2 281,8 | 227,6 64,6 292,2 | 227,6 65,3 292,9 | 227,6 55,5 283,1 |
| Q расход | 247,0 | 245,9 | 248,9 | 234,7 | 235,0 | 252,5 |
| ± Q | -30,1 | -40,4 | -42,9 | -57,5 | -57,9 | -30,6 |
Рассмотрение сводного баланса позволяет принять решение по целесообразности установки батарей статических конденсаторов (БСК) или других видов КУ, расчет количества и выбор типа, которых приведен ниже.
ВНИМАНИЕ
1. Основными составляющими расходной части баланса реактивной мощности (Qп) являются нагрузка потребителей (SQн) и потери в трансформаторах (DQт) и линиях электропередачи (DQл).
Q л=S Р н· tgj н+D Q т+D Q л.
нагрузка потребителей SQн =S Р н· tgj н, где tgjн -согласно таблицы 1 страница 7.
2. При приближенных (оценочных) расчетах можно принять равными:
для трехобмоточных трансформаторов DQт = 0,09Sном;
для автотрансформаторов DQт = 0,07Sном
3. При курсовом проектировании для предварительной оценки потерь в линиях можно принять: в линиях 35-110 кВ ΔQл= 0,09Р и 0,15Р в линиях 220 кВ и выше
4. В приходной части баланса реактивной мощности учитывается:
- располагаемая реактивная мощность электростанций Qэс, исходя из активной мощности и tgjг генераторов (при отсутствии подробных данных tgjг = 0,62 для ГРЭС, АЭС и tgjг = 0,75 для ГЭС и ТЭЦ).
Qэс = 1,08· Pн сум ·tgjг;
Выбор tgjг то ли для для ГРЭС или для АЭС, ГЭС, ТЭЦ осуществляет на свое усмотрение проектант.
5. зарядная мощность ВЛ определяется по формуле:
Qс=U2·b0·lл;
где b0 - удельная емкостная проводимость, См / км;
l - длина ВЛ, км.
Напряжение линии, кВ 110 - 220 330 - 500 750
b0, См/км 2,7·10-6 3,7·10-6 4,2·10-6
6. Величина мощности компенсирующих устройств Qку определяется из условия обеспечения баланса реактивной мощности в электрической сети
Qэс + Qс сум+ Qку³ SPн tgjг+ DQт+DQл.
где приход = Qэс + Qс сум
расход = SPн tgjг+ DQт+DQл.
Суммарная мощность компенсирующих устройств при максимальной нагрузке
Qку сум³ Qн сум -(Qэс + Qс сум);
Таким образом
Qку = расход - приход
7. После составления таблицы 11 «Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам» следует сделать вывод. Например, «В схемах вариантов 1,4,5 следует установить ШР (шунтирующие реакторы); в схемах вариантов 2,3,6 - БСК (батареи статических конденсаторов)»