Уточненный расчет радиально-магистральной сети напряжением 110 кВ.

6.1. Выбор и распределение в сети источников реактивной мощности

Реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами-конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60% требуемой реактивной мощности, 20% генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Компенсацией реактивной мощности будем называть ее выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств.

Проблема компенсации реактивной мощности в электрических системах страны имеет большое значение по следующим причинам:

1. в промышленном производстве наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной;

2. в городских электрических сетях возросло потребление реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок;

3. увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое, мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Кроме того, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети. И, наконец, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:

1) необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;

2) располагаемой реактивной мощности на шинах ее источника;

3) отклонения напряжения;

4) пропускной способности электрических сетей.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должны размещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.

В качестве компенсирующих устройств, как отмечалось выше, используются синхронные компенсаторы (СК), батареи конденсаторов (БК), реакторы и статические источники реактивной мощности (ИРМ).

При дополнительной экономически обоснованной установке компенсирующих устройств снижение потерь электроэнергии может составить 20-25%. В городских и сельских электрических сетях оптимальным вариантом является полная компенсация реактивных мощностей нагрузок в режиме наибольших нагрузок. В качестве компенсирующих устройств в этих сетях используются БК. Найденную в результате расчетов общую мощность компенсирующих устройств распределяют между присоединенными к сети трансформаторными подстанциями с учетом реактивной мощности комплектных установок конденсаторов. Их мощность не может быть произвольной, а определяется стандартом. В первую очередь следует устанавливать устройства компенсации в тех местах, где уровень напряжения нельзя поддерживать за счет централизованного регулирования.

Дефицит реактивной мощности для данного варианта сети: О_деф=92.63 Мвар. Принимаем суммарную мощность компенсирующих устройств в электрической сети равной дефициту реактивной мощности, т.е.

Q_к = Q_к1 + Q_к2 + Q_к3 + Q_к4 + Q_к5 = 92.63 Мвар, (34)

где Q_кi – неизвестные мощности компенсирующих устройств, которые требуется установить на понизительных подстанциях.

Выполним распределение компенсирующих устройств в сети методом неопределенных множителей Лагранжа. Условием экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств в радиальной сети является:

(35)

При определении потерь электроэнергии принималось одинаковое значение τ =3090.84 часа для всех участков. Тогда условие экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств может быть записано в следующем виде:

(36)

Для того чтобы воспользоваться этим условием, приведем магистральную сеть к радиальной, используя метод эквивалентирования. С учетом возможности представления двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения при одинаковой загрузке расщепленных обмоток схемой замещения обычного трансформатора расчетная схема примет вид, показанный на рис.6.1. Компенсирующие устройства подключаются к шинам вторичного напряжения понизительных подстанций пунктов. Поскольку расчетные схемы всех подстанций одинаковы, можно вести расчет только для одного трансформатора подстанции и одной цепи линии.

Рисунок 6.1.-Расчетная схема замещения

Рисунок 6.2.-Расчетная эквивалентная схема сети

Сопротивления лучей:

Ом

Ом

Найдём сопротивление .

Критерием эквивалентности преобразований служит равенство потерь активной мощности в исходной и преобразованной схеме:

Откуда =2.128 Oм

Далее

Откуда =1.44 Ом

Ом

Составим для этой схемы систему уравнений с тремя неизвестными:

Решив, эту систему уравнений получим:

Мвар, Мвар, Мвар.

Составим для этой схемы систему уравнений с тремя неизвестными:

Решив, эту систему уравнений получим:

Мвар, Мвар, Мвар,

В итоге:

Мвар, Мвар, Мвар, Мвар, Мвар.

Выбираем компенсирующие устройства для каждой секции во всех пунктах:

пункт 1-конденсаторная установка УК-10-1350У3, мощностью 1350 кВар-2 шт.

пункт 2- конденсаторная установка УК-10-1350У3, мощностью 1350 кВар-6 шт.

пункт 3- конденсаторная установка УК-10-1350У3, мощностью 1350 кВар-6 шт.

пункт 4- конденсаторная установка УК-10-1350У3, мощностью 1350 кВар-2 шт.

пункт 5- конденсаторная установка УК-10-900 Л(П)У3, мощностью 900кВар-1шт.

С учетом компенсирующих устройств, мощности нагрузок на стороне 10 кВ подстанции составят:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Далее расчет производим по аналогии.

По нагрузкам на стороне 10 кВ подстанции примем к установке:

в пункте 1-два трансформатора ТРДН-25000/110

в пункте 2-два трансформатора ТРДН-40000/110

в пункте 3-два трансформатора ТРДН-40000/110

в пункте 4-два трансформатора ТРДН-63000/110

в пункте 5-два трансформатора ТРДН-40000/110

Потери мощности в трансформаторах сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.-Потери мощности в трансформаторах.

Номер пункта	, кВт	, квар
	50+45.6=95.6
	68+108.8=176.8
	68+64.6=132.6
	100+181.3=281.3
	68+142.8=210.8

Таблица 6.2.-Приведенные нагрузки подстанций.

Номер пункта	, МВА	, МВА
	20.1+j11	22.9
	45.18+j9.37	46.14
	34.13+j9.48	35.42
	59.28+j55.18	80.98
	40.21+j36.88	54.56

Таблица 6.3.-Нагрузка одного трансформатора.

Номер пункта	, МВА	, МВА
	10.05+j5.5	11.45
	22.6+j4.69	23.07
	17.07+j4.74	17.71
	29.64+j27.6	40.5
с учётом транзита	20.105+j18.44 45.105+j37.19	27.28 58.46

Таблица 6.4.-Уточненное потораспределение.

ЛЭП	Токи в линиях, А	Мощность в конце линии	Потери мощности	Мощность в начале линии	Мощность с шин высшего напряжения
А-1		50.26+j12.49	0.997+j3.36	51.26+j15.85	51.26+j15.16
1-2		22.6+j4	0.388+j0.67	22.98+j4.67	22.98+j3.99
1-3		17.07+j3.9	0.25+j0.347	17.32+j4.25	17.32+j3.69
А-4		29.64+j26.9	0.972+j2.48	30.6+j29.38	30.6+j28.69
А-5		45.1+j35.84	1.01+j2.16	46.11+j38	46.11+j36.65

Таблица 6.5.-Технические характеристики проводов.

Участок	Марка провода	Ом/км	Ом/км	МВар
А-1	2xАС-240/32	0.12	0.405	0.037
1-2	2xАС-120/19	0.249	0.427	0.035
1-3	2xАС-95/16	0.306	0.421	0.034
А-4	2xАС-185/29	0.162	0.413	0.037
А-5	4xАС-150/24	0.198	0.42	0.036

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего генераторного напряжения электростанции в линии.

МВА

К установке на электростанции принимаем 4 турбогенератора ТВФ-100-2, один из которых в резерве с параметрами: Р_н=100 МВА, cosj_н=0.8. Для работы по блочной схеме ” генератор-трансформатор” выбираем 4 повысительных трансформаторов ТДЦ-125000/220. Технические данные данного трансформатора представлены ниже:

Δ P_к = 400 кВт; Δ P_х = 120 кВт; Δ Q_х = 687.5 кВар; U_к =10.5%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции.

кВт

квар

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции.

МВА

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции Мвар.

Следовательно, в режиме наибольших нагрузок имеется резерв реактивной мощности электрической системе.

Мвар

Определим регулировочные ответвления устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов понизительных подстанций для обеспечения желаемых значений напряжения на вторичных обмотках. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах источника питания кВ, а желаемое напряжение на стороне низшего напряжения подстанций кВ.

Расчетное значение напряжения ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора определяется по выражению.

(37)

Для трансформаторов подстанции в пункте 4:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Принимаем ближайшее стандартное ответвление с номером “-3” и напряжением 109.38 кВ. Тогда

Аналогично расчеты выполним для трансформаторов подстанций в пунктах 1, 2, 3, и 5 (табл.8.6).

Таблица 6.6.- Ответвления регулировочной обмотки трансформаторов

Подстанция
, кВ	8.456	2.5	1.958	5.457	7.96
, кВ	107.04	112.99	113.54	110.04	107.54
, кВ	3.11	1.72	1.52	5.75	12.58
, кВ	0.302	0.169	0.146	0.55	1.187
, кВ	108.97	116.5	117.3	109.25	99.77
Ответвление	-3	+1	+1	-3	-8
, кВ	109.38	114.48	115.26	109.38	99.18
, кВ	10.46	10.68	10.686	10.488	10.56

6.2 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети.

Выбор коммутационных аппаратов выполним по номинальным значениям напряжения и тока, используя справочную информацию. В открытых распределительных устройствах напряжением 110 кВ принимаем к установке выключатели МКП-110-Б и разъединители РНД-110/1000У1. В закрытых распределительных устройствах напряжением 10 кВ - выключатели вводов от трансформаторов на секции шин принимаются выключатели ВМПЭ-10-1600 и секционные выключатели на подстанциях пунктов принимаются электромагнитные выключатели типа ВММ-10А-400. Выключатели напряжением 10 кВ размещаются в комплектных ячейках типа КРУ.

МВт, , отсюда МВА,

А, т.е. выбираем выключатели типа МКП-110-Б.

МВА,

А, выбираем выключатели типа МКП-110-Б.

МВА,

А, выключатели типа МКП-110-Б.

МВА,

А, выключатели типа МКП-110-Б.

А, А, А,

А, А, А

А,

А

6.3 Технико-экономические показатели принятого варианта сети.

Капитальные вложения в сеть:

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Капитальные вложения в компенсирующие устройства.

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции.

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрической сети.

тыс. руб.

Потери электроэнергии в сети.

кВт

кВар - суммарные потери активной мощности в компенсирующих устройствах.

кВт

кВт

Стоимость потерь электроэнергии в сети.

тыс. руб.

Приведенные затраты.

тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии

Удельная расчетная стоимость передачи электроэнергии

Вывод

Электрическая сеть, для которой составлено техническое задание на проектирование, отвечает современным техническим и экономическим требованиям на передачу электроэнергии потребителям.