2.3.1. Баланс активной мощности

При проектировании районных электрических сетей предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребности в активной мощности, т.е. баланс по активной мощности выполняется с учетом покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва:

Рг=ΣРнагр+Рсн+Рр+ΔРсети, (2.9)

где Рг – мощность, отдаваемая генераторами энергосистемы через узловую подстанцию в проектируемую сеть (МВт);

ΣРнагр – суммарная мощность нагрузки потребителей (МВт);

Рсн – расход мощности на собственные нужды станции (МВт);

Рр – резерв мощности на станции (МВт);

ΔРсети – потери активной мощности в сети (МВт).

В зависимости от типа станции Рсн составляет от 2,5 до 6 % от суммарной мощности нагрузки потребителей района ΣРнагр.

Необходимый резерв мощностей Рр может быть приближенно принят равным 10 % от суммарной мощности соответствующей нагрузки ΣРнагр.

Суммарные потери активной мощности в сети складываются из потерь в линиях и трансформаторах – ΔРсети = ΔРтр + ΔРлэп,

где ΔРтр – потери активной мощности в трансформаторах (МВт);

ΔРлэп – потери мощности в ЛЭП (МВт).

Приближенно потери активной мощности в элементах сети принимают равными 5 – 7,5 % от мощности нагрузок, т.е. ΔРсети=(0,05-0,075)ΣРнагр.

Табл. 2.3.1.1. Баланс активной мощности.

Величина	Обозначение	Единица измерения	Формула для расчета и значение
Суммарная мощность нагрузки потребителей	Рнагр	МВт
Расход мощности на собственные нужды станции	Рсн	МВт
Необходимый резерв мощностей	Рр	МВт
Потери активной мощности в элементах сети	ΔРсети	МВт
Мощность, отдаваемая генераторами энергосистемы через узловую подстанцию в проектируемую сеть	Рг	МВт

2.3.2. Баланс реактивной мощности

В отличие от активной мощности потребность в реактивной, как правило, не может быть обеспечена только генераторами станций. Генерация и передача требуемой реактивной мощности с учетом потерь, собственных нужд и резерва реактивной мощности только на электростанциях является экономически не целесообразной. Эффективнее использовать компенсирующие устройства, устанавливаемые в сети. Кроме того, дефицит реактивной мощности приводит к ухудшению режима напряжения у потребителей. Поэтому целью составления баланса по реактивной мощности является определение суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом располагаемой мощности генераторов станций. Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется выражением

Qг=ΣQнагр+ Qсн + Qр + ΔQсети – Qку , (2.10)

где ΣQнагр – заданная суммарная реактивная мощность нагрузок (Мвар);

Qсн – расход реактивной мощности на собственные нужды (Мвар);

Qp – резерв реактивной мощности на станциях (Мвар);

ΔQсети – потери реактивной мощности в сети (Мвар);

Qку – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети (Мвар).

Расход реактивной мощности на собственные нужды станций можно принять равным 2,5-6 % от полной суммарной полной нагрузки потребителей, то есть от ΣSнагр.

Резерв реактивной мощности может быть принят равным 10% от ΣSнагр.

Суммарные реактивные потери в сети складываются из потерь в линиях и трансформаторах ΔQсети = ΔQтр + ΔQлэп. С учетом средних значений коэффициента загрузки трансформаторов 0,7 – 0,85 величина потерь реактивной мощности в трансформаторах составляет около 10 % от суммарной передаваемой через них мощности. Потери мощности в ЛЭП складываются из двух составляющих, имеющих противоположные знаки ΔQлэп = –ΔQc+ΔQл,

где ΔQc – реактивная мощность, генерируемая ЛЭП;

ΔQл – потери реактивной мощности в индуктивных сопротивления ЛЭП.

При ориентировочных расчетах, при отсутствии в сети линий напряжением 330 кВ и выше допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период максимальных нагрузок взаимно компенсируются, т.е. ΔQc =ΔQл. Тогда ΔQлэп = 0. С учетом этого ΔQсети= ΔQтр=0,1ΣSнагр.

Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением:

Qг = Рг tgс, (2.11)

где tgс системы находится по заданному cosφс энергосистемы.

Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях:

Qку = ΣQнагр+Qсн+Qр+ΔQсети–Qг. (2.12)

Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям разгрузки генераторов станции по реактивной мощности.

Кроме того, компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или в некоторых случаях уменьшить сечения проводов ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов.

Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости. В учебном проектировании для упрощения последующих расчетов распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tgср. вз.. Такое упрощение позволяет в дальнейшем вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощностям.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности – tgср. вз.:

tgср.вз.= (ΣQнагр – Qку)/ Σ Pнагр. (2.13)

Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района:

Qкуi = Pi(tg φi – tg φcр.вз.). (2.14)

С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей i-ых подстанций:

Qi = Qзi– Qкуi, (2.15)

и полные нагрузки подстанций после компенсации:

Эти величины используются в последующих расчетах для определения потокораспределения.

Для проверки правильности выполненных расчетов определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации:

которые, с учетом принятого способа расстановки компенсирующих устройств, должны быть одинаковыми для всех подстанций и должны совпадать с величиной tg φcр. вз., найденного по выражению (2.13), т.е. должно соблюдаться условие: tgφi = tg φcр.вз..

Средневзвешенный cosφс энергосистемы, в которую входит сеть, равен 0,9.

Табл. 2.3.2.1 Расчет реактивной мощности

Величина	Обозначение	Единица измерения		Формула для расчета и значение
Суммарная мощность реактивных нагрузок	ΣQнагр	МВар
Суммарная мощность полных нагрузок.	ΣSнагр	МВА
Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем равным 0,04 от ΣSнагр	Qсн	Мвар
Резерв реактивной мощности на станции принимаем равным 0,1 от ΣSнагр	Qр	Мвар
Потери реактивной мощности в сети принимаем равными 0,1 от ΣSнагр	ΔQсети	Мвар
Находим tgφс энергосистемы по заданному cosφс = 0,9	Tgφс
Располагаемая реактивная мощность системы	Qг	Мвар
Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети Qку = ΣQнагр+Qсн+Qр+ΔQсети – Qг	Qку	Мвар
Находим значение средневзвешенного коэффициента мощности tgср.вз.	tgср.вз
Определяем мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на каждой из подстанций	Qкуi	Мвар		Итого Устанавливаем (12 6 3.6 0 0 )
Реактивная нагрузка подстанции после компенсации cоставит Qi = Qзi– Qкуi	Qi	Мвар		Итого
Полная нагрузка подстанции после компенсации	Si	МВА		Итого
Коэффициенты мощности потребителей после компенсации	tgφi
Проверяем равенство средневзвешенного коэффициента мощности и коэффициенты мощности потребителей подстанций после компенсации				tgφi = tgφcр.вз, 0.304 = 0.304

Собираем результаты расчетов в табл. 2.3.2.2 .

Табл. 2.3.2.2 Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности.

№ п.с.	Рi, МВт	Qзi, Мвар	Qкуi, Мвар	Qi, Мвар	Si, МВА	tgφi
1	13	16.025	12.078	3.947	13.586	0,304
2	17	10.536	5.375	5.161	17.766	0,304
3	18	7.668	2.203	5.465	18.811	0,304
4	20	6.574	0.502	6.072	20.901	0,304
5	25	8.217	0.627	7.59	26.127	0,304
Итого	93	49,019	20,785	39.378	97.191	0,304