1.Генерация и потребление активной и реактивной мощностей .

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.

Тогда активная мощность генерации (Pген), необходимая для питания проектируемой сети :

,

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

Р_нагрi –данные нагрузки в пункте,

–суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия 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 _нагр=0,8.

Тогда tg _нагр= 0.75.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле: Q_нагрi=Р_нагрitg _нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Q_нагр1 =P_нагр1 tg _нагр=300.75= 22,5 Мвар;

Q_нагр2 =P_нагр2 tg _нагр=240.75= 18 Мвар;

Q_нагр3 =P_нагр3 tg _нагр=160.75= 12Мвар;

Q_нагр4 =P_нагр4 tg _нагр=80.75= 6 Мвар;

Q_нагр5 =P_нагр5 tg _нагр=360.75= 27 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Q_нагр1+ Q_нагр2+ Q_нагр3+ Q_нагр4+ Q_нагр5=22.5 +18+12 +6 +27=85.5Мвар.

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) сети и в емкостных проводимостях лини й со знаком «-».

=Q_+Q_Л+Q_ТР-Q_С,

где Q_Л - суммарные потери реактивной мощности в линиях;

Q_ТР - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

Q_С - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.

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 Q_Л=Q_С,

=Q_i+Q_{тр .}

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.

Q_ТР = 0,1m ,

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

m- число трансформаций.

Суммарная мощность потребителей сети составляет :

= 128.09 МВА.

Примем m=1 с учётом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях.

Тогда :

Q_ТР = 0,1m =0,11128.09=14.25 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность:

85.5+14.25=94.762 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от питающей ИП, определятся по активной мощности, генерации (Pген), и по заданному коэффициенту мощности cos _ген:

cos _ген=0,89;

tg _ген= 0.512;

0,512= 51.979 Мвар.

Так как Q_ген < (51.979 Мвар < 94.762 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения 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:

– Q_ген=94.762 -51.979 =42.783 Мвар.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач и 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.

Распределим реактивные мощности в узлах по методу tg _Б:

=0.375.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Q_ку1=Р_нагр1∙(tg_нагр- tg _Б)=30(0.75-0.375)= 11.25 Мвар;

Q_ку2=Р_нагр2∙(tg_нагр- tg _Б)=24(0.75-0.375)= 9.007 Мвар;

Q_ку3=Р_нагр3∙(tg_нагр- tg _Б)=16(0.75-0.375)= 6.005 Мвар;

Q_ку4=Р_нагр4∙(tg_нагр- tg _Б)=8(0.75-0.375)= 3.002 Мвар;

Q_ку5=Р_нагр5∙(tg_нагр- tg _Б)=36(0.75-0.375)= 13.51 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Q_ку= Q_ку1+ Q_ку2+ Q_ку3+ Q_ку4+ Q_ку5=42.783 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q₁=Q_нагр1–Q_ку1=22.5-11.259 =11.241 Мвар;

Q₂=Q_нагр2–Q_ку2=18-9.007 =8.993 Мвар;

Q₃=Q_нагр3–Q_ку3=12– 6.005 =5.995 Мвар;

Q₄=Q_нагр4–Q_ку4=6-3.002 =2.998 Мвар;

Q₅=Q_нагр5–Q_ку5=27-13.51 =13.49 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:

32.037 МВА;

25.63 МВА;

17.086МВА;

8.543 МВА;

38.444 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

32.037+25.63+17.086+8.543+38.444=121.74МВА.

Определим коэффициент мощности сos _Б после установки КУ:

_Б = arctg (tg _Б); cos _Б= 0.936.