35
мощность каждого из которых составляет 25 МВА каждый. Величина
мощности, которую данная подстанция может отпустить в новую
рассматриваемую электрическую сеть согласно данных филиала ПАО
«МРСК-Урала» - «Челябэнерго» составляет 25 МВт. Для возможности
покрытия остальной нагрузки, рассматриваемую электрическую сеть
необходимо подключить к Южноуральской ГРЭС-2.
Программа строительства нового энергетического комплекса
«Южноуральская ГРЭС-2» включала в себя проекты по строительству двух
парогазовых энергетических блоков, суммарная установленная мощность
которых составляет 839 МВт на площадке действующей электрической
станции. Введение в эксплуатацию новых энергетических блоков
Южноуральской ГРЭС-2 значительно увеличил надежность энергоснабжения
промышленных предприятий и бытовых потребителей Южного
Урала. Энергоблоки № 1 и № 2 введены в эксплуатацию в 2014 году.
Основное оборудование [41]:
Две ГТУ SGT5-4000F, производства компании Siemens;
Два котла-утилизатора П-140, производства компании ОАО
Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск»;
Две паротурбинные установки конденсационного типа SSТ5-3000,
производства компании Siemens.
Технико-экономические показатели Южноуральской ГРЭС-2 сведены
в таблицу 1.6 [41].
Таблица 1.6.
Технико-экономические показатели Южноуральской ГРЭС-2 [41]
36
В таблице 1.7 представлены технические характеристики
потребителей сети, которые необходимы для разработки электрической сети.
Таблица 1.7
Технические характеристики потребителей сети
Предприятие
Подстанция
Расчетная
мощность, МВт
cos φ
Категория по
надежности
электроснабжения
max
min
Новые микрорайоны г.
Пласт
ПС1
3,345
0,807
0,87
II, III
ООО "Пласт-Рифей"
ПС2
10,253
7,873
0,8
II, III
Новые микрорайоны в
селе Верхняя Кабанка
ПС3
1,048
0,114
0,78
II, III
Химический завод
ООО "Новые
технологии"
ПС4
7,290
4,113
0,79
I, II
АО "Южуралзолото
Группа Компаний"
ПС5
11,835
4,154
0,85
I, II
Размещение подстанций на плане представлено на рисунке 1.4.
Размеры сетки 5 км х 5 км.
37
Рисунок 1.4. Размещение подстанций на плане
На рисунке 1.4 номера подстанций приведены согласно таблицы 1.7.
Южноуральская ГРЭС-2 для рассматриваемой электрической сети является
балансирующей и обозначена как БЭС. ПС 110/35/6 кВ Кочкарь является
энергосистемой и обозначена как ЭС.
Баланс реактивной мощности в проектируемой сети
Балансовые расчёты, то есть определение дефицита или избытка
мощности, дают возможность установить возможные направления передачи
электрической энергии, которые оказывают влияние на формирование схемы
рассматриваемой электросети и определение параметров её элементов.
Источники электроэнергии данной сети, которыми являются ПС
110/35/6 кВ Кочкарь и Южноуральская ГРЭС-2 должны покрывать
суммарную нагрузку энергетической системы –
, которая включает
активные нагрузки всех потребителей сети
, потери активной мощности в
ЛЭП
и трансформаторах подстанций
.
Определяется суммарная нагрузка сети по формуле [5]:
; (1.1)
где
– суммарная активная нагрузка всех потребителей,
Р
пΣ
= Р
ΣПС1
+ Р
ΣПС2
+ Р
ΣПС3
+ Р
ΣПС4
+ Р
ΣПС5
; (1.2)
Р
пΣ
= 3,345 + 10,253 + 1,048 + 7,290 + 11,835 = 33,771 МВт;
ΔР
тΣ
+ ΔР
лΣ
– потери активной мощности в электросети (на начальном
этапе расчета принимаются 8% от Р
пΣ
),
ΔР
тΣ
+ ΔР
лΣ
= 0,08 ∙ 33,771 = 2,702 МВт;
– требуемый резерв мощности (принимается равным 10% от
суммарной мощности соответствующей нагрузки),
Р
резΣ
= 0,1 ∙ 33,771 = 3,377 МВт;
Небаланс по активной мощности в рассматриваемой электросети:
38
(1.3)
Р
нб
= 25 – 39,850 = - 14,850 МВт,
следовательно можно сделать вывод, что рассматриваемая
электросеть дефицитная, 25 Мвт, которые могут поступить в
рассматриваемую электросеть недостаточно. Недостающие 14,850 МВт в
рассматриваемую энергосистему поступают от Южноуральской ГРЭС-2.
Составление баланса реактивной мощности:
Также необходимо предварительно оценить возможность источников
обеспечить потребность электросети в реактивной мощности. Для этого
возможно установить на ПС дополнительные компенсирующие устройства
(КУ), мощность которых необходимо определять из баланса реактивной
мощности для режима наибольших нагрузок.
Уравнение баланса реактивной мощности [36]:
(1.4)
где
– реактивная мощность источников питания рассматриваемой
сети;
– суммарная мощность компенсирующих устройств. которые
необходимо установить на ПС электросети (которая определяется из условия
баланса);
∆Q
тΣ
– потери реактивной мощности в трансформаторах ПС
(принимаем 10% от полной мощности нагрузки).
Q
c
– зарядная мощность всех ЛЭП проектируемой электросети,
∆Q
лΣ
– потери реактивной мощности в ЛЭП.
Предположительно, все ЛЭП работают в режиме натуральной
мощности, с данным условием принимаем: Q
c
= ∆Q
лΣ
, тогда
Q
ист
+ Q
ку
≥ Q
пΣ
+ ∆Q
тΣ
+ Q
рез
= Q
нΣ
, (1.5)
Далее необходимо определить суммарное потребление активной и
реактивной мощности потребителями сети. Реактивная мощность равна:
Q
ΣПС
= Р
ΣПС
· tgφ; (1.6)
39
????????
(1.7)
для электростанции
Q
ЭС
= 25 · 0,484 = 12,108 Мвар;
для подстанции 1
Q
ΣПС1
= 3,345 · 0,567 = 1,896 Мвар;
для подстанции 2
Q
ΣПС2
= 10,253 · 0,750 = 7,690 Мвар;
для подстанции 3
Q
ΣПС3
= 1,048 · 0,802 = 0,841 Мвар;
для подстанции 4
Q
ΣПС4
= 7,29 · 0,776 = 5,658 Мвар;
для подстанции 5
Q
ΣПС5
= 11,835 · 0,620 = 7,335 Мвар;
для Южноуральской ГРЭС-2
40
Q
БЭС
= 14,85 · 0,484 = 7,192 Мвар;
Q
пΣ
= Q
ΣПС1
+ Q
ΣПС2
+ Q
ΣПС3
+ Q
ΣПС4
+ Q
ΣПС5
; (1.8)
Q
пΣ
= 1,896 + 7,690 + 0,841 + 5,658 + 7,335 = 23,420 Мвар.
Суммарное потребление реактивной мощности определяется по
формуле:
Q
нΣ
= Q
пΣ
+ ∆Q
тΣ
+ Q
рез
; (1.9)
∆Q
тΣ
= Q
рез
= 0,1 ∙ 23,420 = 2,342 Мвар;
Q
нΣ
= 23,420 + 2,342 + 2,342 = 24,620 Мвар.
Активной Р
нΣ
= 39,850 МВт; реактивной Q
нΣ
= 24,620 Мвар.
Величина располагаемой реактивной мощности источников питания
определяется по формуле [5]:
Q
ист
= Р
ист
∙ tgφ
ист
= (Р
нΣ
+ ∆ Р
нΣ
) ∙ tgφ
ист
, (1.10)
где Р
ист
- активная мощность источников питания,
∆Р
нΣ
– суммарные потери активной мощности, ∆Р
нΣ
равно 4% от Р
нΣ
Q
ист
= Σ1,04 ∙ Р
нΣ
∙ tgφ
ист
; (1.11)
Q
ист1
= 1,04 ∙ 25 ∙ 0,484 + 1,04 ∙ 14,85 ∙ 0,484 = 20,059 Мвар.
Определение мощностей компенсирующих устройств:
Q
ку
≥ Q
нΣ
– Q
ист
; (1.12)
Q
ку
≥ 24,620 – 20,059 = 4,561 Мвар,
что говорит о том, что энергосистема является дефицитной по
реактивной мощности и требуется установка КУ.
Суммарная мощность конденсаторных установок распределяется по
ПС рассматриваемого энергорайона согласно среднему по условию баланса
коэффициенту мощности ПС – tgφ
δ
tgφ
δ
= (Q
нΣ
– Q
ку
) / Р
нΣ
; (1.13)
tgφ
δ
= (24,620 – 4,561) / 39,850 = 0,503.
Мощность КУ каждой ПС, отвечающая балансу реактивной мощности
41
электрической сети, рассчитывается как:
Q
куПС
= Р
ΣПС
∙ (tgφ
i
- tgφ
δ
); (1.14)
Q
куПС1
= 3,345
∙ (0,567 - 0,503) = 0,213 Мвар;
принимается к установке две компенсирующие установки УКРМ-58-
10,5-150-50 У3 [40], суммарной мощностью Q
куПС1
= 0,3 Мвар;
Q
куПС2
= 10,253
∙ (0,750 - 0,503) = 2,532 Мвар;
принимается к установке две компенсирующие установки УКРМ-58-
10,5-1350-450 У3 [40], суммарной мощностью Q
куПС2
= 2,7 Мвар;
Q
куПС3
= 1,048
∙ (0,802 - 0,503) = 0,314 Мвар;
принимается к установке четыре компенсирующие установки УКРМ-
58-10,5-150-50 У3 [40], мощность каждой из них необходимо выставить на
100 квар, суммарная мощность Q
куПС3
= 0,4 Мвар;
Q
куПС4
= 7,29
∙ (0,776 - 0,503) = 1,990 Мвар;
принимается к установке четыре компенсирующие установки. Две
компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-900-450 У3 [40], суммарной
мощностью 1,8 Мвар и две компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-150-
50 У3 [40], мощность каждой из которых необходимо выставить на 100 квар,
суммарная мощность установок компенсации реактивной мощности на ПС5
Q
куПС4
= 2,0 Мвар;
Q
куПС5
= 11,835
∙ (0,620 - 0,503) = 1,382 Мвар;
принимается к установке четыре компенсирующие установки. Две
компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-600-300 У3 [40], суммарной
мощностью 1,2 Мвар и две компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-150-
50 У3 [40], мощность каждой из которых необходимо выставить на 100 квар,
суммарная мощность установок компенсации реактивной мощности на ПС5
Q
куПС5
= 1,4 Мвар.
После выбора для каждого пункта потребления номинальных
мощностей КУ (Q
ку
) определяются максимальные реактивные (Q
max
) и
полные (S
max
) мощности нагрузок подстанций
Q
max
= Q
ΣПС1
- Q
куПС
; (1.15)
42
Q
maxПС1
= 1,896 – 0,3 = 1,596 Мвар;
Q
maxПС2
= 7,690 – 2,7 = 4,990 Мвар;
Q
maxПС3
= 0,841 – 0,4 = 0,441 Мвар;
Q
maxПС4
= 5,658 – 2 = 3,658 Мвар;
Q
maxПС5
= 7,335 – 1,4 = 5,935 Мвар.
Полная мощность рассчитывается по формуле:
S
ПС
= Р
ΣПС
+ jQ
max
; (1.16)
S
ПС1
= 3,345 + j1,596 МВА;
S
ПС2
= 10,253 + j4,990 МВА;
S
ПС3
= 1,048 + j0,441 МВА;
S
ПС4
= 7,29 + j3,658 МВА;
S
ПС5
= 11,835 + j5,935 МВА.
2.3 Разработка схем электросетей района
Приступая к проектированию, необходимо наметить пять вариантов
схем сети, разных по конфигурации. Каждый вариант предусматривает
надежное электроснабжение потребителей I категории по схеме с
резервированием ЛЭП и понижающих трансформаторов ПС. Так как среди
потребителей всех подстанций существуют потребители I категории, то для
всех подстанций необходимо предусматривать резервирования элементов
сети.
Трассы ЛЭП от источников до ПС слудеут прокладывать по наиболее
короткому пути, в первую очередь необходимо подключать наиболее
мощные нагрузки. Необходимо избегать сооружения длинных не
загруженных участков электросети, которые применяются только в
послеаварийном режиме [7].
На основании данных рекомендаций составлены пять вариантов схем
сети. Данные варианты представлены на рисунках 2.1 – 2.5.
43
Рисунок 2.1. Первый вариант схемы электросети
Рисунок 2.2. Второй вариант схемы электрической сети
Рисунок 2.3. Третий вариант схемы электрической сети
44
Рисунок 2.4. Четвертый вариант схемы электрической сети
Рисунок 2.5. Четвертый вариант схемы электрической сети
Длины линий электропередач соединяющих электростанции и
подстанции проектируемой сети равны: l
ЭС-ПС1
= 8 км; l
ПС1-ПС5
= 11 км; l
ПС5-ПС2
= 9 км; l
БЭС-ПС2
= 14 км; l
БЭС-ПС4
= 15 км; l
ПС4-ПС3
= 9 км; l
ЭС-ПС3
= 13 км; l
ЭС-ПС2
= 14 км; l
БЭС-ПС5
= 15 км; l
ПС2-ПС3
= 10 км.
2.4 Определение перетоков мощности
Для верного выбора номинального напряжения и сечения проводов