Баланс активних і реактивних потужностей у електричній мережі, вибір і розташування компенсуючих пристроїв

 

Джерела активної потужності в кожну мить сталого режиму повинні генерувати у систему стільки електроенергії, скільки в цей момент вимагають всі споживачі, враховуючи всі втрати в електричній мережі, тобто баланс активних потужностей за незмінною частотою f = f_ном записується як:

 

P_Г = К₀× + DP_м, (4.1)

 

де P_Г - активна потужність, на шинах постачальних підстанцій;

 - сумарна активна потужність навантажень;

DP_м = 0,05× - втрати активної потужності у лініях і трансформаторах (приймається у попередніх розрахунках; приймається, що вони складають 5% від ) [9];

К₀ = 0,9 - коефіцієнт одночасності максимуму навантаження.

Реактивна потужність, від підстанції визначається:

_Г = P_Г×tg (arccosj_Г).

 

Наближений розгляд споживання реактивної потужності, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розташування компенсуючих пристроїв у мережі необхідно провести до техніко-економічного порівняння варіантів схеми мережі.

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на значення повних навантажень підстанцій, а відповідно, і на вибір потужності трансформаторів, переріз проводів ліній, на втрати напруги, потужності і енергії в мережі. У кінцевому підсумку вибір потужності компенсуючих пристроїв, їх розміщення на підстанціях мережі впливає на оцінку технічних і техніко-економічних показників варіантів схеми мережі і, отже, може впливати на вибір раціональної номінальної напруги і схеми мережі, яка проектується.

Балансу реактивної потужності в системі має відповідати рівняння [9]:

_Г + + = 0,95× + + , (4.2)

 

де 0,95× - реактивна потужність навантажень з врахуванням коефіцієнта одночасності максимуму реактивного навантаження.

 - сумарні втрати реактивної потужності в лініях;

 - зарядна потужність, що генерується лініями

 - реактивна потужність додаткових джерел реактивної потужності (компенсуючих пристроїв - КП);

 - сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах.

Таким чином, сумарна реактивна потужність, яка необхідна для електропостачання району, складається із реактивного навантаження споживачів у заданих пунктах і втрат реактивної потужності в лініях і трансформаторах (автотрансформаторах) мережі,

Реактивна потужність, яка споживається по району в цілому, визначається за сумою відповідних навантажень в окремих пунктах з урахуванням коефіцієнта одночасності для реактивних навантажень орієнтовно рівного 0,95. Втрати реактивної потужності в індуктивних опорах повітряних ліній у середньому складають (1¸2) % - при 35 кВ, (4¸6) % - при 110 кВ, від модуля повної потужності, яка передається по лініям.

Втрати реактивної потужності в трансформаторах й автотрансформаторах при кожній трансформації складають приблизно (8¸12) % від повної потужності навантаження. Через те, для оцінки величини втрат реактивної потужності в трансформаторах необхідно урахувати можливе число трансформацій потужності навантаження кожного з пунктів. Якщо розрахунок балансу реактивної потужності утворюється, виходячи із заданого номінального коефіцієнта потужності генераторів електричної системи, необхідно враховувати втрати реактивної потужності як при трансформаціях на електричних станціях, так і на понижувальних підстанціях району, що проектується. Оскільки частину реактивної потужності доцільно виробляти децентралізовано за допомогою компенсуючих пристроїв, то потужності резерву і власних потреб електростанцій по реактивній потужності не враховуються.

Для повітряних мереж 110 кВ, у першому наближенні, допускається вважати, що втрати реактивної потужності в індуктивних опорах ліній і генерація реактивної потужності цими лініями в період найбільших навантажень взаємно компенсуються.

Зіставлення сумарної реактивної потужності споживачів із потужністю, яка поступає від джерел живлення, дозволяє зробити висновок про необхідність установки компенсуючих пристроїв в електричній мережі.

Потреба в сумарній потужності КП визначаться за попередньою формулою:

 

= 0,95× + + -Q_Г - . (4.3)

 

Основним типом компенсуючих пристроїв, які установлюються по умові покриття реактивної потужності, є конденсатори.

Для компенсації реактивного навантаження споживачів і втрат реактивної потужності в мережах використовуються синхронні компенсатори і батареї статичних конденсаторів [9].

Конденсаторні батареї комплектуються з конденсаторів типу КСА-0,66-20; КС2А-0,66-40; КС2-1,05-60 і КС2-1,06-125.

Для компенсації реактивної потужності безпосередньо у споживачів виготовлюються конденсаторні установки типів КУ і КУН 6-10 кВ потужністю 240-425 кВ×А. Вони комплектуються із конденсаторів КМ і КМН.

Розташування компенсуючих пристроїв по підстанціях електричної мережі, як відомо, впливає на економічність режимів роботи мережі і на вирішення завдань регулювання напруги. У зв’язку з цим можуть бути запропоновані деякі рекомендації щодо розташування компенсуючих пристроїв у мережі і визначенню їх потужностей на кожній підстанції:

) в електричних мережах двох (і більше) номінальних напруг слід у першу чергу здійснювати компенсацію реактивних навантажень у мережах вторинних номінальних напруг;

) у мережі однієї номінальної напруги доцільна, в першу чергу, компенсація реактивних навантажень найбільш електрично віддалених підстанцій.

Необхідна потужність батарей конденсаторів, які встановлюються на кожній з підстанцій, забезпечується паралельним включенням серійно виготовлених компенсуючих установок.

Кінцева перевірка правильного вибору необхідної потужності компенсуючих пристроїв виконується за результатами розрахунків потокорозподілення у нормальному режимі найбільших навантажень підстанції з урахуванням втрат потужності мережі.

Всі інші розрахунки в проекті проводяться за реактивними складовими навантажень, враховуючи установки на підстанціях вибраних компенсуючих пристроїв. Проведемо розрахунок балансу потужностей для 1-го варіанту:

для контуру 303-901-903-904-304:

_Г = 0,9× + 0,05 = 0,95 = 0,95× (1,4+2,1+2,3) = 5,51 (МВт);

 

для контуру 303-905-902-304:

_Г = 0,95× (1,7+1,1) = 2,66 (МВт).

 

Розрахунок балансу реактивних потужностей виконується для кожного контуру окремо. Для контуру 303-901-903-904-304:

_Г = P_Г×tg (arccosj_Г) = 5,51×tg (arccos (0,85)) =

= 5,51×tg (31,79⁰) = 3,415 (МВАр);

=0,95× + - Q_Г = 0,95× (0,68+1,13+1,3) +

+0,1× (1,56+2,38+2,64) - 3,415 = 0, 198 (МВАр);

 

для контуру 303-905-902-304:

_Г = 2,66×tg (31,79⁰) = 1,649 (МВАр);

= 0,95× (1,01+0,56) +0,1× (1,98+1,23) - 1,649 = 0,164 (МВАр).

 

Для 2-го варіанту:

для контуру 303-901-903-904-304:

_Г = 5,51×tg (31,79⁰) = 3,415 (МВАр);

= 0,95× (0,68+1,13+1,3) +0,1× (1,56+2,38+2,64) - 3,415 = 0,164 (МВАр);

 

для контуру 302-905-902-304:

_Г = 2,66×tg (31,79⁰) = 1,649 (МВАр);

= 0,95× (1,01+0,56) +0,1× (1,98+1,23) - 1,649 = 0,164 (МВАр).

 

Співставлення величини сумарної реактивної потужності, яка споживається, з реактивною потужністю, яка надходить з джерела, дозволяє зробити висновок про необхідність встановлення КП в мережі або про відсутність такої необхідності. Необхідна сумарна потужність КП визначається за останньою формулою. При Q_КП >0 КП встановлюються.

Розміщення КП по підстанціях ЕМ, як відомо, впливає на економічність режимів роботи мережі і на вирішення завдань регулювання напруги.

Для варіантів 1 та 2 немає необхідності у встановленні КП.