35
Таблица 1.8
Расчет летнего графика нагрузки предприятия химической промышленности
Час
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
P
i
4,5
4,5
3,9
3,9
3,9
3,9
3,6
3,6
5,4
5,4
5,4
5,4
ΔР
пост
, МВт
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
ΔР
с.н.
, МВт
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
ΔР
пер
, МВт
0,675
0,675
0,507
0,507
0,507
0,507
0,432
0,432
0,972
0,972
0,972
0,972
Р
ΣПС
, МВт
5,256
5,256
4,488
4,488
4,488
4,488
4,113
4,113
6,453
6,453
6,453
6,453
Час
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
P
i
5,4
5,4
5,1
5,1
4,8
4,8
4,8
4,8
3,9
3,9
3,9
3,9
ΔР
пост
, МВт
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
0,054
ΔР
с.н.
, МВт
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
0,027
ΔР
пер
, МВт
0,972
0,972
0,867
0,867
0,768
0,768
0,768
0,768
0,507
0,507
0,507
0,507
Р
ΣПС
, МВт
6,453
6,453
6,048
6,048
5,649
5,649
5,649
5,649
4,488
4,488
4,488
4,488
Подстанция ПС5 предназначена для питания завода строительных
материалов. Графики нагрузки завода строительных материалов
представлены в таблицах 1.9 и 1.10 и на рисунке 1.5.
Рисунок 1.5 - Графики нагрузки завода строительных материалов
36
Таблица 1.9
Расчет зимнего графика нагрузки завода строительных материалов
Час
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
P
i
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
9,0
9,0
9,0
9,0
9,0
9,0
ΔР
пост
,
МВт
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
ΔР
с.н.
,
МВт
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
ΔР
пер
,
МВт
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
Р
ΣПС
,
МВт
5,310
5,310
5,310
5,310
5,310
5,310
11,835
11,835
11,835
11,835
11,835
11,835
Час
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
P
i
9,0
9,0
9,0
9,0
9,0
9,0
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
ΔР
пост
,
МВт
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
0,090
ΔР
с.н.
,
МВт
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
0,045
ΔР
пер
,
МВт
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
0,972
0,972
0,972
0,972
0,972
0,972
Р
ΣПС
,
МВт
11,835
11,835
11,835
11,835
11,835
11,835
6,507
6,507
6,507
6,507
6,507
6,507
Таблица 1.10
Расчет летнего графика нагрузки завода строительных материалов
Час
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
P
i
4,05
4,05
4,05
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
6,30
6,30
7,20
7,20
ΔР
пост
, МВт
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
ΔР
с.н.
, МВт
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
ΔР
пер
, МВт
0,547
0,547
0,547
0,432
0,432
0,432
0,432
0,432
1,323
1,323
1,728
1,728
Р
ΣПС
, МВт
4,718
4,718
4,718
4,154
4,154
4,154
4,154
4,154
7,745
7,745
9,050
9,050
Час
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
P
i
8,1
8,1
8,1
8,1
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
ΔР
пост
, МВт
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
ΔР
с.н.
, МВт
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
0,041
ΔР
пер
, МВт
2,187
2,187
2,187
2,187
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
0,675
Р
ΣПС
, МВт
10,409
10,409
10,409
10,409
5,297
5,297
5,297
5,297
5,297
5,297
5,297
5,297
Анализируя полученные результаты, определяются максимальные
мощности подстанций и мощности подстанций в минимальном режиме,
которые представлены в таблице 1.11. Также в таблице 1.11 представлены
технические характеристики предприятий, которые необходимы для
разработки электрической сети.
37
Таблица 1.11
Технические характеристики предприятий
Предприятие
Подстанция
Расчетная
мощность, МВт
cos φ
Категория по
надежности
электроснабжения
max
min
Населенный пункт
ПС1
3,345
0,807
0,87
I, II
Машиностроительное
предприятие
ПС2
10,253
7,873
0,8
I, II
Завода полимерных
материалов
ПС3
1,048
0,114
0,78
I, II
Предприятие
химической
промышленности
ПС4
7,290
4,113
0,79
I, II
Завод строительных
материалов
ПС5
11,835
4,154
0,85
I, II
1.3. Формирование возможных схем сети
Размещение подстанций на плане представлено на рисунке 1.6.
Размеры сетки 5 км х 5 км.
Рисунок 1.6. Размещение подстанций на плане
Приступая к проектированию, необходимо наметить пять вариантов
схем сети, различных по конфигурации. Каждый вариант предусматривает
надежное электроснабжение потребителей I категории по схеме с
38
резервированием линий и понижающих трансформаторов подстанций. Так
как среди потребителей всех подстанций существуют потребители I
категории, то для всех подстанций необходимо предусматривать
резервирования элементов сети [7].
Трассы линий от источников до пунктов электропотребления
необходимо прокладывать по наиболее короткому пути, с первоочередным
подключением наиболее мощных нагрузок. Следует избегать сооружения
протяженных незагруженных участков ЭС, которые используются только в
послеаварийных режимах [7].
На основании данных рекомендаций составлены пять вариантов схем
сети. Данные варианты представлены на рисунках 1.7 – 1.11.
Рисунок 1.7. Первый вариант схемы электрической сети
Рисунок 1.8. Второй вариант схемы электрической сети
39
Рисунок 1.9. Третий вариант схемы электрической сети
Рисунок 1.10. Четвертый вариант схемы электрической сети
Рисунок 1.10. Пятый вариант схемы электрической сети
40
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.
Выводы по главе 1
В первой главе рассмотрены причины проведения реконструкции сети,
рассчитаны и проанализированы графики нагрузки потребителей. Для
дальнейшего проектирования приняты пять вариантов схем сети.
2.3. Баланс реактивной мощности в проектируемой сети
Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита (избытка) мощности,
позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии,
оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор
параметров её элементов.
Электростанции (источники) должны покрывать суммарную нагрузку
энергосистемы – Р
нΣ
, включающую активные нагрузки всех потребителей Р
пΣ
,
потери активной мощности в линиях ΔР
лΣ
и трансформаторах ΔР
тΣ
.
Определяется суммарная нагрузка сети по формуле [5]:
Р
нΣ
= Р
пΣ
+ ΔР
тΣ
+ ΔР
лΣ
+ Р
резΣ
; (2.1)
где Р
пΣ
– сумма активных нагрузок всех потребителей,
Р
пΣ
= Р
ΣПС1
+ Р
ΣПС2
+ Р
ΣПС3
+ Р
ΣПС4
+ Р
ΣПС5
; (2.2)
Р
пΣ
= 3,345 + 10,253 + 1,048 + 7,290 + 11,835 = 33,771 МВт;
ΔР
тΣ
+ ΔР
лΣ
– потери активной мощности в сети (на данном этапе расчета
принимаются 8% от Р
пΣ
),
ΔР
тΣ
+ ΔР
лΣ
= 0,08 ∙ 33,771 = 2,702 МВт;
Р
резΣ
– необходимый резерв мощностей (10% от суммарной мощности
соответствующей нагрузки),
Р
резΣ
= 0,1 ∙ 33,771 = 3,377 МВт;
41
Р
нΣ
= 33,771 + 2,702 + 3,377 = 39,850 МВт,
Небаланс по активной мощности в ЭС [7]:
Р
нб
= Р
г
– Р
нΣ
; (2.3)
Р
нб
= 25 – 39,850 = - 14,850 МВт.
ЭС является дефицитной, недостающие 14,850 МВт генерирует
балансирующая электростанция.
Составление баланса реактивной мощности:
Также следует предварительно оценить возможность электростанции
обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для
этого возможна установка на подстанциях дополнительных
компенсирующих устройств – батарей статических конденсаторов,
синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых определяется из
баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.
Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.
Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид [36]:
Q
ист
+ Q
ку
≥ Q
пΣ
+ ∆Q
тΣ
+ Q
л∑
+ Q
рез
- Q
С
, (2.4)
где Q
ист
– реактивная мощность ИП;
Q
ку
– суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую
находят из условий баланса);
∆Q
тΣ
– потери реактивной мощности в трансформаторах, подстанции
(принимается 10% от полной мощности нагрузок). Q
c
– зарядная мощность
всех линий проектируемой сети,
∆Q
лΣ
– потери реактивной мощности в линии.
Предположительно, все линии работают в режиме натуральной
мощности, с этим условием принимается: Q
c
= ∆Q
лΣ
, тогда
Q
ист
+ Q
ку
≥ Q
пΣ
+ ∆Q
тΣ
+ Q
рез
= Q
нΣ
, (2.5)
Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.
Для определения реактивной составляющей полной мощности
воспользуемся формулой [7]:
Q
ΣПС
= Р
ΣПС
· tgφ; (2.6)
42
????????
(2.7)
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 балансирующей электростанции
43
Q
БЭС
= 14,85 · 0,484 = 7,192 Мвар;
Q
пΣ
= Q
ΣПС1
+ Q
ΣПС2
+ Q
ΣПС3
+ Q
ΣПС4
+ Q
ΣПС5
; (2.8)
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
; (2.9)
∆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
, (2.10)
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
; (2.11)
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
; (2.12)
Q
ку
≥ 24,620 – 20,059 = 4,561 Мвар,
система является дефицитной по реактивной мощности, необходимо
размещение компенсирующих устройств.
Оцененная суммарная мощность конденсаторных установок
распределяет по потребительским подстанциям проектируемого района в
соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности
подстанций – tgφ
δ
tgφ
δ
= (Q
нΣ
– Q
ку
) / Р
нΣ
; (2.13)
tgφ
δ
= (24,620 – 4,561) / 39,850 = 0,503.
Мощность компенсирующих устройств каждой подстанции,
44
отвечающая балансу реактивной мощности электрической сети, будет
рассчитана по формуле:
Q
куПС
= Р
ΣПС
∙ (tgφ
i
- tgφ
δ
); (2.14)
Q
куПС1
= 3,345
∙ (0,567 - 0,503) = 0,213 Мвар;
принимается к установке две компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-
150-50 У3, 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, 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, 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, суммарной
мощностью 1,8 Мвар и две компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-150-
50 У3, 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, суммарной
мощностью 1,2 Мвар и две компенсирующие установки УКРМ-58-10,5-150-
50 У3, 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