Вибір номінальних напруг мережі

Вибір номінальної напруги лінії електропередачі являє собою складну техніко-економічну задачу, на розв’язок якої впливають різні фактори. На практиці проектування використовується метод порівняльного проектування ряду паралельних варіантів з різними напругами електричної мережі і аналіз результатів цих варіантів. При виборі напруги електричної мережі необхідно враховувати діючий стандарт напруг СНД, який встановлює наступні номінальні напруги: 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 та 1150 кВ.

При виборі номінальної напруги для окремих ліній мережі слід враховувати значне підвищення вартості ліній і підстанцій по мірі підвищення номінальної напруги. Слід мати на увазі, що поряд з підвищенням вартості, підвищення напруги ліній призводить до суттєвих підвищень пропускної здатності і до зниження відносних значень втрат напруги, потужності і електроенергії в електричній мережі.

Основними факторами, що визначають вибір оптимального значення номінальної напруги окремих ліній мережі, слугують, як відомо, довжина і її пропускна здатність (потужність, що передається). Досвід проектування дозволяє приблизно оцінити економічно доцільну напругу при відомій протяжності лінії і потужності, що передається.

Для вибору номінальної напруги мережі скористаємося таблицею 4.1 [1].

Лінії мережі, які утворюють коло, як правило, повинні мати одну і ту ж саму номінальну напругу. Для даних значень потужності навантаження на підстанціях та довжин ліній обираємо для головної ділянки Л1 220кВ, а для решти ліній – напругу 110кВ. Вторинні номінальні напруги знижуючих районних підстанцій приймаємо 10кВ.

 

 

Таблиця 2.1 Вибір номінальної напруги для радіальної мережі (рис 1.1а)

Лінія	Активна потужність на один ланцюг, МВт	Довжина лінії, км	Напруга, кВ
Л1	РІІ/2+РЛ5+РЛ2+РЛ3=77/2+12,2+24,7+16,8=92,2
Л2	РІV/2 + РV/2=25,5/2+23,9/2=24,7
Л3	РІІІ/2=33,6/2=16,8
Л4	РV/2=23,9/2=11,95
Л5	РVI/2= 24,4/2=12,2

 

 

3. Споживання та покриття потреби в активній та реактивній потужностях в мережі, що проектується

Баланс активної потужності в мережі, що проектується, розглядається для періода найбільших навантажень. Споживання активної потужності складається з навантажень у заданих пунктах споживання електроенергії і втрат потужностей у понижуючих трансформаторах і лініях мережі. При розрахунку одночасного споживання активної потужності враховується можливість неспівпадіння максимальних навантажень окремих пунктів протягом доби. Це пояснюється різною технологією основних виробничих процесів, неспівпаданням місцевих погодних умов в окремих районах мережі, що проектується. В курсовому проекті вважається, що встановлена потужність генераторів системи живлення достатня для покриття потреб в активній потужності району, що розглядається.

Баланс реактивної потужності в мережі, що проектується, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розміщення компенсуючих пристроїв (КП) рекомендується проводити до техніко-економічного порівняння варіантів схеми мережі. Установка джерела реактивної потужності (ДРП) може суттєво змінити значення повних навантажень районних підстанцій, а відповідно, і номінальні потужності вибраних трансформаторів, перерізів проводів ліній. Зміна струморозподілу реактивної потужності в мережі вплине на втрати напруги, потужності і енергії в мережі. В результаті вибір потужності КП і їх розміщення по підстанціях мереж впливають на техніко-економічні показники схеми мережі.

В курсовому проекті умовно приймається, що періоди споживання найбільших активних і реактивних навантажень підстанцій співпадають за часом. Максимальні реактивні навантаження на шинах районних підстанцій даного району визначають за заданими значеннями найбільшого активного навантаження і коефіцієнта потужності. Необхідна для електропостачання району сумарна реактивна потужність також складається з одночасно спожитого реактивного навантаження у заданих пунктах та із втрат потужності в лініях і трансформаторах мережі. Одночасно спожиту в спроектованій мережі реактивну потужність на підстанціях визначають по сумі відповідних реактивних навантажень на підстанціях з урахуванням коефіцієнта одночасності для реактивних навантажень, орієнтовно прийнятого у проекті 0,95.

Складання балансу реактивної потужності дозволяє встановити відповідність між потужностями, що потрібні для здійснення того чи іншого режиму мережі, і потужностями різних джерел. Складові балансу можуть бути знайдені в результаті розрахунку режиму електричної мережі. Разом з тим у ряді випадків існування балансу реактивної потужності або необхідність у додаткових джерелах реактивної потужності для його забезпечення можуть бути встановлені приблизно, без повного розрахунку режиму мережі, на основі наближених оцінок складових балансу реактивної потужності.

Значення реактивної потужності, що надходить від системи електропостачання, може бути визначено за найбільшою сумарною активною потужністю, що споживається в районі, і за коефіцієнтом потужності, з яким передбачається видача потужності від джерела живлення:

Q₁= P_Stgj₁ (3.1)

Генерація реактивної потужності лініями при попередніх розрахунках може оцінюватися для одноколових ліній 110кВ – 0,03 Мвар/км, при 150кВ – 0,05¸0,06 МВар/км, при 220кВ – 0,12 МВар/км. В лініях з номінальною напругою 110кВ можна вважати, в самому першому наближенні, що генерація реактивної потужності цими лініями в період максимальних навантажень повністю компенсує втрати реактивної потужності в індуктивних опорах. Отже, при складанні наближеного балансу реактивної потужності цими складовими балансу можна знехтувати (DQ = Q_Bдля ліній 110 кВ)

Втрати реактивної потужності в трансформаторах (автотрансформаторах) можуть бути враховані також приблизно:

, (3.2)

де S_н– повна потужність навантаження підстанції.

Втрати реактивної потужності в трансформаторах з врахуванням втрат холостого ходу можуть бути враховані також зниженням коефіцієнту потужності cosj для максимального режиму на 0,05. При цьому приведене реактивне навантаження Q_і¢ для і-ої підстанції може бути визначене наступним чином:

Q_і¢= P_{max і}tg φ_і¢, (3.3)

де tg φ_і¢ – визначений за погіршеним коефіцієнтом cos φ_i¢:

cosφ_і¢= cosφ_i– 0,05.(3.4)

Необхідна сумарна потужність визначається на основі порівняння сумарної спожитої реактивної потужності з тією, що надходить від джерела живлення:

Q_КП= Q_П- Q₁, (3.5)

де Q_П– сумарна використана потужність в районі що проектується.

(3.6)

У табл. 3.1, даного розділу проекту, приводяться значення активної потужності, tgj, реактивної потужності на шинах 10 кВ районних підстанцій. Там же приводяться значення приведеного реактивного навантаження Q_і¢, розрахованого за tg φ_і¢.

Основним типом КП, що встановлюється по балансу реактивної потужності, є конденсатори.

Але слід відзначити, що на великих вузлових підстанціях з високою номінальною напругою 150-220 кВ може виявитися доцільним, по ряду умов, встановлення синхронних компенсаторів. При цьому не рекомендується, з економічної точки зору, встановлення синхронного компенсатора потужністю менш ніж 10 МВар. Слід пам’ятати, що розташування КП на підстанціях електричної мережі впливає на вирішення проблеми регулювання напруги і на економічність режимів роботи мережі.

Місце встановлення КП визначається на першому етапі спрощено. Рекомендується встановлювати КП на найбільш потужній і найбільш віддаленій підстанції. Уточнення вибору потужності КП і їх розміщення в мережі виконується на подальших етапах виконання проекту.

У результаті розрахунку балансу реактивної потужності у спроектованій мережі заповнюють табл. 3.2 з вказівкою місця установки КП і його потужностей.

Всі наступні розрахунки у курсовому проекті проводяться за реактивними складовими навантажень підстанцій з урахуванням потужності КП, встановлених на її шинах.