1.3.3.2.Выбор типа, места установки и мощности ку и режимов его работы

При выборе компенсирующих устройств обычно решаются три связанные задачи, а именно:

• определение мощности КУ;

• определение типа КУ и режимов его работы;

• выбор места установки КУ.

Решение этих задач носит в общем случае технико-экономический характер, т.к. от особенностей работы источников реактивной мощности в значительной степени зависят показатели надежности электроснабжения, качества электроэнергии, экономические показатели работы ЭЭС и т.п.

Как следует из уравнения баланса реактивной мощности (1.27), покрытие суточного графика реактивной мощности обеспечивается работой СГ и КУ. При этом энергосистема задает расчетные значения потребляемых реактивных мощностей для отдельных потребителей (заводов, фабрик и т.п.) в основных режимах работы, которые определяются договором между ЭЭС и потребителем. В соответствии с рис. 1.8 мощность КУ в узле j для режима i (i=l, 2, 3) Q_Кji определится по выражению

Q_Кji=Q_Cji-Q_ji, (1.28)

где Q_ji – реактивная нагрузка потребителя j в режиме i;

Q_Cj– величина реактивной мощности, которая указана в договоре на пользование электроэнергией между потребителем и ЭЭС в режиме i от ЭЭС.

Рис.1.8. Схема для составления баланса

С помощью уравнения (1.28) можно определить величину и знак Q_Кj и выбрать мощность и тип КУ, необходимого в узле j, аналогично тому, как показано в предыдущем разделе. Выбранное по условиям обеспечения баланса реактивной мощности КУ должно быть проверено с точки зрения требований регулирования напряжения в основных эксплуатационных режимах работы электрической сети.

При этом можно оценить влияние данного КУ на величину потерь активной мощности в сети и определить (рис.1.4) его расчетную мощность, обеспечивающую снижение этих потерь.

Аналогичным образом может быть определена мощность КУ по условию обеспечения баланса реактивной мощности на шинах подстанции А, питающей район нагрузок.

В задании на курсовое проектирование ограничения по потреблению реактивной мощности можно записать в виде неравенств:

; (1.29)

, (1.30)

где , – предельные значения реактивной мощности и коэффициента реактивной мощности на шинах ПС А в расчетных режимах.

Выполнение условий (1.29) и (1.30) возможно при установке на шинах 10 или 110 кВ узловой ПС регулируемого КУ, которое может изменять мощность в зависимости от изменения режима работы сети. Такими КУ являются статические тиристорные компенсаторы (СТК) или синхронные компенсаторы (СК).

СТК является перспективным источником реактивной мощности в ЭЭС и присоединяется к ЛЭП через отдельный трансформатор или к обмотке НН автотрансформатора. Технические данные СТК приведены в табл. 1.9.

Таблица 1.9. Технические данные СТК

Тип регулирующего устройства	Номинальное напряжение, кВ	Номинальная мощность трехфазной группы, Мвар
СТК	11	50/ -40
СТК	15,75	80/ -40
СТК	11	100/ -50

Примечания:

1. В числителе приведены мощности для режима потребления, в знаменателе –

выдачи реактивной мощности.

2. По желанию заказчика проекта диапазон регулирования может быть изменен.

Для определения величины мощности КУ в различных режимах работы района нагрузок необходимо рассчитать зависимости Р_А = f(Q_K) и Q_A = f(Q_K) для этих режимов. Нагрузки района представлены постоянными мощностями Р = пост., Q = пост., а величины напряжения U_A приняты на уровне, заданном ЭЭС(см. задание).

Расчеты УР следует проводить при величинах Q_K, варьируемых в диапазоне значений 0…Q_{K N},

где Q_{K N} – мощность компенсирующего устройства, при которой величина Q_A становится отрицательной (рис.1.9,а).

Результаты расчетов для всех рассматриваемых УР района нагрузок должны быть представлены графически так, как показано на рис.1.9,а,б.

Проекции точек пересечения характеристики Q_A = f(Q_K) с прямой Q_{a пред} = пост. (рис.1.9,а) и характеристики tg_A = f(Q_K) c прямой tg_{A пред} = пост. (рис. 1.9,б) определяют на осях Q_K величину мощности КУ, обеспечивающей выполнение ограничений1.29), (1.30) в заданном режиме работы электрической сети.

При Q_K = Q_{K 0} справедливы равенства Q_A = 0 и tg_A = 0, т.е. имеет место полная компенсация реактивной мощности района нагрузок (включая потери реактивной мощности и зарядную мощность сети).

При Q_K < Q_{K 0} Q_A < 0, т.е. наступает режим перекомпенсации, при котором район нагрузки становится источником реактивной мощности (режим встречного перетока реактивной мощности).

Точки пересечения характеристик Р_А f(Q_K), Q_A = f(Q_K) и

tg_A = f(Q_K) с вертикальной осью соответствуют потреблению районом с шин А активной и реактивной мощностей при отключенном КУ (Q_K = 0).

Первый квадрант на рис.1.9,а, б, лежащий справа от вертикальной оси, соответствует режимам работы КУ при потреблении реактивной мощности (Q_K >0), которые могут возникнуть при избытке реактивной мощности в районе нагрузок, например, в нерабочие дни недели.

В этом случае условия ограничения реактивной мощности будут иметь вид

Q_A  Q_{A пред} ;

tg_A  tg _{A пред} ,

а точки пересечения характеристик Q_A = f(Q_K) и Q_{A пред} = пост., а также tg_A =f(Q_K) и tg _{A пред} = пост. будут расположены в первом квадранте.

Определив величины мощностей КУ и их знаки для расчетных режимов сети, необходимо провести контрольные расчеты УР сети с учетом режимов работы КУ, чтобы проверить выполнение ограничений (1.29) и (1.30).

Пример расчета мощности КУ по условиям ограничения реактивной мощности района нагрузки

В качестве примера расчета мощности КУ по условиям (1.29), (1.30) выполнен расчет для схемы сети, показанной на рис.1.10.

Рис.1.9. График для определения мощности КУ по заданному

Рис.1.10. Схема электрической сети для расчета мощности КУ

Расчетная схема указанной сети приведена на рис.1.11, на которой мощности заданы в МВт и Мвар, сопротивления – в Ом, проводимости – мкСм.

Допустим, что энергосистема установила для рассматриваемого района нагрузок ограничение по реактивной мощности на шинах А

Q_{A пред} = 25,6 Мвар. Расчет мощности компенсирующего устройства, выполненный в соответствии с изложенной выше методикой, показал, что для выполнения этого ограничения КУ должно выдавать в сеть мощность Q_{K P}, равную 10 Мвар. При этом будет обеспечен tg_{А пред}, равный 0,329.

Рис.1.11. Схема замещения электрической сети

где U – фактическое (рабочее) значение напряжения ВЛ, кВ.

Результаты расчета мощностей КУ в расчетных режимах работы сети необходимо представить в форме табл. 1.10 в тексте пояснительной записки и отразить на принципиальной схеме сети

(графическая часть проекта).

Таблица 1.10. Режимы работы КУ

Название режима	Расчетная мощность, Мвар
1. Режим максимальных нагрузок
2. Режим минимальных нагрузок
3. Послеаварийный режим 1-
4. Послеаварийный режим 2-
5

В ходе расчетов режимов необходимо одновременно с определением мощности КУ рассчитать значения суммарных переменных потерь активной мощности в сети.

1.3.4. Выбор и обоснование способов регулирования напряжения

Регулирование напряжения в электрической сети выполняется во всех расчетных режимах работы сети после определения мощностей КУ Q_КР.

Для регулирования напряжения используются устройства РПН на автотрансформаторах и трансформаторах электрической сети, а также линейные регуляторы (если они установлены) на ПС с автотрансформаторами.

В соответствии с требованиями ПУЭ 2, на вторичных шинах подстанций 6-10 кВ, от которых питаются распределительные сети, должны быть обеспечены уровни напряжения U₂ :

– в режиме максимальных нагрузок

; (1.31)

– в режиме минимальных нагрузок

, (1.32)

где – номинальное напряжение сети, питающейся от вторичных шин подстанций ( =6,0 или = 10,0 кВ).

Регулирование напряжения должно осуществляться за счет изменения величины коэффициентов трансформации трансформаторов подстанций К_Т.

Для выполнения такого регулирования в темпе расчета на ПК целесообразно заранее рассчитать и подготовить таблицы значений K_T= f (n), где n – номер ответвления обмотки трансформатора, за счет изменения числа витков которой производится регулирование коэффициента трансформации (табл. 1.11).

Таблица 1.11. Изменения К_т в зависимости от n

n

-2

-1

0

+1

+2

KT

KT HОМ

Таблицы вида 1.11 должны быть подготовлены для всех трансформаторов с различными значениями ступеней регулирования К для всего диапазона регулирования по данным .

Например, для трансформатора типа ТДН-16000/110 К₁=1,78 %.

_{1 МАКС}=+9, _{1 МИН} = -9.

Для двухобмоточного трансформатора, сопротивления которого приведены к первичному напряжению, величина коэффициента трансформации определяется по выражению

, (1.33)

где U_HOM1 ,U_HOM2 – номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток трансформатора 1.

Для автотрансформатора при приведении его сопротивлений к высшему напряжению величина коэффициента трансформации между обмотками С и В может быть рассчитана по выражению

, (1.34)

где U_{НОМ С} , U_{НОМ В} – номинальные напряжения обмоток среднего и высшего напряжений автотрансформатора 1;

К_С%, _с – ступень регулирования на стороне среднего напряжения и номер включенного ответвления на этой стороне.

Значение коэффициента трансформации между обмотками низшего и высшего напряжения автотрансформатора рассчитывается по соотношению

, (1.35)

где U_{НОМ Н} – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения 1.

Регулирование напряжения целесообразно осуществлять в такой последовательности:

1. Задать на шинах А напряжение U_А для конкретного режима ( в соответствии с заданием ).

2. Задать расчетную мощность компенсирующего устройства.

3. С помощью РПН автотрансформаторов (трансформаторов) узловой подстанции установить на шинах 110 кВ желаемый уровень напряжения (110-115 кВ).

4. Выполнить регулирование напряжения на вторичных шинах

6–10 кВ подстанций района нагрузок с помощью РПН их трансформаторов.

Признаком правильного совместного использования РПН на трансформаторах узловой и остальных подстанций района будут являться нормальные уровни напряжения на вторичных шинах 6-10 кВ при значениях , достаточно удаленных от их предельных значений 1,2.

Удаленность величин от их предельных значений будет обеспечивать достаточный диапазон регулирования напряжений в будущем, когда нагрузки подстанций возрастут.

Результаты расчетов по регулированию напряжения для каждой подстанции необходимо представить в табл.1.12 и на принципиальной схеме сети (в графической части проекта).

Таблица 1.12

Название подстанции	Режим работы сети	nС	UС, кВ	n1	U2, кВ
ПС 1	1
	2
	
	5
ПС 2	1
	2
	:
	5
ПС 3 и т.д.

Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС с автотрансформаторами необходимо выбрать линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его определяется по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки.

Данные по ЛР приведены в табл. П2.3. ЛР включаются последовательно с обмоткой НН автотрансформатора (рис.1.12).

Рис.1.12. Схема замещения линейного регулятора

Величина коэффициента трансформации ЛР зависит от положения переключателя в пределах ±10·1,5 % и определяется по соотношению

, (1.36)

где К_ЛР % - ступень регулирования ЛР; К_ЛР% = 1,5 %;

n_ЛР – номер ответвления переключающего устройства ЛР.

Изменение величины К_ТЛР в зависимости от положения переключателя показано в табл. 1.3.

Таблица 1.13

Положе-ние пере-ключателя	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
nЛР	-10	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1
КТЛР	0,850	0,865	0,880	0,895	0,910	0,925	0,940	0,955	0,970	0,985

Положе- ние пере- ключателя	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
nЛР	0	0	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
КТЛР	1,000	1,000	1,000	1,015	1,030	1,045	1,060	1,075	1,090	1,105	1,120	1,135	1,150

Таким образом, диапазон регулирования ЛР равен 15 %, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения.

В расчетах УР ЛР представляется в виде идеального трансформатора с (рис.1.13). ( , при этом такое допущение практически не приводит к какой-либо заметной погрешности в расчетах УР).

ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения, т.к. фаза напряжения по отношению к вектору не зависит от величины и не превышает 1.

1.3.5. Анализ результатов расчета режимов

Результаты расчета режимов сети нанесены на схему (рис.П3.1), на которой показаны уровни напряжения в узлах сети, потоки активной и реактивной мощностей в ветвях, загрузка линий и трансформаторов (коэффициенты загрузки).

Анализ результатов расчета УР включает оценку уровней напряжения в рассматриваемом режиме, загрузки ВЛ и трансформаторов, величины потерь активной мощности в сети, а также значения коэффициента реактивной мощности ( tg φ ) на шинах ПС А.

Оценивая уровни напряжения на шинах 10 кВ ПС по (1.31) –(1.32), необходимо отметить, что они обеспечивают условия для нормальной работы потребителей [2].

При оценке уровней напряжения на шинах ПС 10, 35, 110 кВ следует иметь в виду, что по условиям работы изоляции максимальные уровни напряжения не должны превышать номинальных значений более чем на 15 %, а в сетях 220 кВ и выше – более чем на 10 %.

Минимальные значения напряжений в этих сетях не нормируются, а определяются целым рядом факторов (условиями регулирования напряжения, потерями энергии, условиями статической устойчивости станций и нагрузок и т.п.). Приближенно можно считать, что минимальные значения напряжений не должны быть ниже сети.

Значения максимальных и минимальных величин напряжения на шинах ПС приведены в табл.1.14.

Таблица 1.14

, кВ	Максимальное значение напряжения, кВ	Минимальное значение напряжения, кВ
10	11,5	9,0
35	40,25	31,5
110	126,5	99
220	242	198

Для ВЛ должно выполняться условие

, (1.36)

где – допустимый ток провода ВЛ по табл.П2.8 (при

температуре воздуха +25 С);

– ток линии, определенный в результате расчета УР сети.

Программа «Энергия» позволяет автоматически выявлять ВЛ, которые перегружены по току.

Загрузка трансформаторов оценивается по коэффициентам загрузки, которые должны быть в соответствии с ГОСТом, изложенным в [3].

Результаты анализа результатов расчета режимов приводят в пояснительной записке.

1.3.6. Составление и анализ баланса активных и реактивных мощностей

УР электрических сетей характеризуются балансом активных и реактивных мощностей. Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией и потреблением мощностей.

Уравнение баланса активной мощности электрической сети может быть представлено в виде выражения

Р_А=Р +  Р, (1.37)

где Р_А – активная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин подстанции А (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

Р – активная суммарная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ);

 Р – суммарные переменные потери активной мощности в электрической сети (постоянные потери активной мощности на корону и в трансформаторах можно не учитывать в связи с их относительно небольшими величинами).

Расчет УР выполняется с заданной точностью по мощности, которая составляет обычно 1 МВт (по умолчанию) или менее 1 МВт (по желанию расчетчика). Реальная величина небаланса (невязки) уравнения (1.37) Р определяется по выражению

Р = Р_А -Р -  Р, (1.38)

где величины Р_А , Р принимаются по результатам расчета УР, а величина Р – по исходным данным или по сводным результатам расчета УР.

Составляющие уравнения баланса (1.37) определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети при работающем компенсирующем устройстве и представляются в табл. 1.15.

Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражениям:

;

(1.39)

.

Таблица 1.15.Баланс активной мощности

№	Название составляющей уравнения баланса	Величины составляющих в режимах
		Макс. нагрузка		Миним. нагрузка
		МВт	%	МВт	%
1 2 3 4	Суммарная нагрузка потребителей: в сети 10 кВ в сети 110 кВ Потери мощности: в линиях в трансформаторах Суммарная мощность РА , потребляемая районом нагрузки с шин ПСА Невязка (небаланс) уравнения баланса активной мощности

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде соотношения

Q_A=Q + Q - Q_C  Q_K , (1.40)

где Q_A - суммарная реактивная мощность, потребляемая с шин ПСА (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

Q - реактивная суммарная нагрузка потребителей района;

Q_C - зарядная мощность электрической сети;

Q - потери реактивной мощности суммарные, переменные в сети;

Q_K - мощность компенсирующих устройств (потребление или генерация).

Все составляющие уравнения (1.40) относятся к одному и тому же режиму работы электрической сети (режимы максимальных и минимальных нагрузок) и за исключением величины зарядной мощности Q_C определяются в ходе расчетов установившихся режимов работы сети с помощью программного комплекса «Энергия».

Величина зарядной мощности сети определяется приближенно по выражению

, (1.41)

где Q_CO¹¹⁰, Q_CO²²⁰ - величины удельной зарядной мощности воздушных линий электропередачи напряжением 110 и 220 кВ соответственно, Мвар/км;

^{- суммарные протяженности указанных линий.}