Потребление и генерация 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=0,80.

Тогда sin нагр= 0,6 и tg нагр= 0,75.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Qнагрi=Рнагрitg нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=400,75= 30 Мвар;

Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=330,75= 24,75 Мвар;

Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=270,75= 20,25 Мвар;

Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=200,75= 15 Мвар;

Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=100,75= 7,5 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+

Qнагр5=30+24,75+20,25+15+7,5 =97,5 Мвар.

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) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

Qпотр=Qнагр i+QЛ+QТР-QС ,.

где QЛ — суммарные потери реактивной мощности в линиях;

QТР — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

QС — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

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:

QЛ=QС ;

Qпотр = Qнагр i +QТР .

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.

где Sнагр i — полная мощность i-го потребителя;

m — число трансформаций.

Суммарная полная мощность потребителей сети составляет:

= 162,5 МВА.

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

QТР = 0,1m=0,11 162,5=16,25 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность:

97,5+16,25=113,75 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации, и по заданному коэффициенту мощности cosген:

cosген=0,8;

ген= 29.54;

tgген= 0.75;

1300,75= 100.425 Мвар.

Так как Qген < (100,425 Мвар < 113,75 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:

— Qген=113,75−100,425 =13.325 Мвар.

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

=0,6475.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1=Рнагр1•(tgнагрtgБ)=40(0,75−0,6475)=4 Мвар;

Qку2=Рнагр2•(tgнагрtgБ)=33(0,75−0,6475)=3,3 Мвар;

Qку3=Рнагр3•(tgнагрtgБ)=27(0,75−0,6475)=2,7 Мвар;

Qку4=Рнагр4•(tgнагрtgБ)=20(0,75−0,6475)=2 Мвар;

Qку5=Рнагр5•(tgнагрtgБ)=10(0,75−0,6475)=1 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=13 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q1=Qнагр1-Qку1=30 -4=26 Мвар;

Q2=Qнагр2-Qку2=24.75−3.3 =21,45 Мвар;

Q3=Qнагр3-Qку3=20.25−2.7=17,54 Мвар;

Q4=Qнагр4-Qку4=15−2 =13 Мвар;

Q5=Qнагр5-Qку5=7.5−1 =6,5 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:

• 47,7 МВА;
• 39,33 МВА;
• 37,19 МВА;
• 23,85 МВА;

11,93 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

47.7 +39.33+37.19+23.85+11.93=160 МВА.

Определим коэффициент мощности сos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg 0,65= 33; cos Б= 0,83.