1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

Прежде, чем приступить к расчету реактивных мощностей, необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей.

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г.А. Илларионова

где Р_ij – передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт;

L_ij – длина ЛЭП, км.

В результате расчетов получили значения нестандартных напряжений для отдельных линий районной сети.

Таблица 1.3

ЛЭП	Lij, км	Рij, МВт	Uij, кВ
АB	121	32,46	79,7
A1	21	78,2	106,35
A2	29	77,4	110,5
A3	21	63	98,44
B4	21	64,2	126,2
45	26	2,1	28,75
B5	24	76,2	136,5

В результате расчетов получили значения нестандартных напряжений для отдельных линий районной сети. Сопоставив их с номинальными напряжениями, применяемыми на заданной территории [6, рис.1.1] , и данными табл. 6.5. [1.1], решили, что напряжение проектируемой сети будет 110 кВ.

1.4 Баланс мощности в сетевом районе

Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1.4):

где Q_i – реактивная мощность в i-ом пункте, МВАр;

S_i – полная мощность в i-ом пункте, МВА;

Таблица 1.4

ПС	Si, MBA	Pi, МВт	Qi, МВАр
1	92	78,2	48,464
2	90	77,4	45,926
3	75	63	40,694
4	90	78,3	44,375
5	70	62,3	31,917

Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:

Q_г+Q_ку+Q_сQ_м+Q_с,

где Q_г – реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_ку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_c – реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_м – реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;

Q_c – потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле

Q_Г=(P_м+P_c)tg_Г,

где Р_м – активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

Р_с – потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации Р_с составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;

tg_Г – угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.

Р_м=0.9S_i=375,3 МВт.

P_c=0.05S_i=20,85 МВт.

P_р=0.1S_i=41,7 МВт.

P_cн=0.1S_i=41,7 МВт.

Вырабатываемая (P_г)и потребляемая (P_п) мощности равны:

P_г=375,3+20,85+41,7+41,7=479,55 МВт

Средний коэффициент мощности генераторов cos_Г=0.92. Следовательно, tg_Г=0.426.

Q_Г=(375,3+20,85)0.426 =145,37 МВАр.

Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:

Q_c=(0.06…0.08)S_мn_т+(0.04…0.05)S_м,

где S_м – полная мощность потребителей сетевого района;

n_т - число ступеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1).

S_м=417 МВА.

Q_c=0.07417 +0.045*417=46,61 МВАр.

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается для одноцепных линий 30 кВАр/км при 110 кВ и для двуцепных 60 кВАр/км

Q_c=0,120*L_i=0.03кВАр/км·(21км+24км+26км)+2*0.03кВАр/км·(121км+29км+21км+21км)=13,65 МВАр.

Ориентировочно можно принять, что одновременно потребляемая реактивная мощность составляет около 95 % от суммы заданных наибольших нагрузок каждого пункта:

Q_м=0.95Q_i=200,807 МВАр.

Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:

Q_ку Q_м+Q_с-Q_с - Q_г.

Q_ку =Q_м+Q_с-Q_с - Q_г=200,807 +46,61 -145.37-13,65 =88,397 МВАр.

Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:

Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции (таблица 1.5):

Q_куi=P_мi(tg_i-tg_c,ку),

где Р_мi – максимальное значение активной мощности потребителей i-ой подстанции;

_i – угол сдвига фаз i-ой подстанции, соответствующий коэффициенту мощности i-го узла нагрузки в максимальном режиме.

cos₁=0.85  tg₁=0.62.

cos₂=0.86  tg₂=0.593.

cos₃=0.84  tg₃=0.655.

cos₄=0.87  tg₄=0.566.

cos₅=0.89  tg₅=0.512.

Таблица 1.5.

ПС	Pi, МВт	tgi	Qку,МВАр
1	78,2	0.62	21.27
2	77,4	0.593	18.963
3	63	0.655.	19.341
4	78,3	0.566.	17.069
5	62,3	0.512.	10.22

Q’_куi=86,86 МВАр.

Установка компенсирующих устройств условно принимается на шинах низшего напряжения трансформаторных напряжений. Выбор типа компенсирующих устройств выполним после выбора числа и типа силовых трансформаторов районной ПС.