Таблиця 2,4 Параметри поперечних перерізів проводів

1.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 потужностях за незмінною частотою f = f_ном записується як

P_Г = К₀+ P_м,

де P_Г = P_B + P_A,

P_B – активна потужність, на шинах постачальної підстанції;

P_А – активна потужність станції А;

– сумарна активна потужність навантажень;

P_м = 0,05– втрати активної потужності у лініях і трансформаторах (приймається у попередніх розрахунках; приймається, що вони складають 5% від );

К₀ = 0,9 – коефіцієнт одночасності максимуму навантаження.

Реактивна потужність, від підстанції В визначається:

Q_B = P_Btg(arccos_B),

а потужність станції А – відповідно Q_А = P_Аtg(arccos_А). Наближений розгляд споживання реактивної потужності, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розташування компенсуючих пристроїв у мережі рекомендується 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:

Q_B + Q_А ++= 0,95++, (3,1)

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, (1520)% – при 220 кВ, від модуля повної потужності, яка передається по лініями.

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.

Реактивна потужність у ємнісних провідностях повітряних ліній (генерація реактивної потужності лініями) при попередніх розрахунках може оцінюватися для одноланцюгових ліній 110 кВ – 30 кВАр/км, при 150 кВ – (5055) кВАр/км, при 220 кВ – 120 кВАр/км. 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 формулою (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 [4, табл. 6.28, 6.30], а також табл. 6.

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:

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

2) 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.

Таблиця 3,1 Шунтові конденсаторні батареї

Розпоряджувальна потужність конденсаторних батарей відповідає напрузі мережі, яка перевищує номінальну на 10 %.

У подальших етапах виконання проекту, можливе уточнення вибору потужностей і розташуваннях компенсуючих пристроїв по підстанціях мережі. 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.

2.Вибір трансформаторів на підстанціях

У відповідності з практикою проектування, потужність трансформаторного обладнання на понижуючих підстанціях може вибиратися за умови допустимого перенавантаження у післяаварійних режимах до 40% (на період максимуму загальної добової продовженості не більше 5 годин на протязі не більше 6 діб). Слід зауважити, що у післяаварійних режимах перенавантаження може виявитися більш ніж 40%, але на менший період.

, (4,1)

де n_T2 – число однотипних трансформаторів, установлених на підстанції.

Умову (4) у наведеному виразі можна використати при виборі двохобмоткових трансформаторів. У випадку установки триобмоткових трансформаторів або автотрансформаторів (АТ) потрібно використовувати співвідношення:

S_{T ном i}  (S_{СН max i} + S_{НН max i}) / 1,4(n_T – 1),

де S_{СН max i}, S_{НН max i} – максимальні повні потужності навантаження відповідно на стороні середньої (СН) і нижчої (НН) напруги.

Крім того, у випадку установки автотрансформаторів, номінальна потужність обмотки нижчої напруги котрих S_НН ном відрізняється від номінальної потужності автотрансформатора S_АТном в  раз (S_НН ном= S_АТном , <1) умова (4) повинна бути доповнена так:

S_АТном  S_ННmax/. (4,2)

Перевірка за умовою (4.2) застосовується ще раз у тих випадках, коли в результаті розрахунків режиму виявляється необхідність установки на стороні НН компенсувальних пристроїв.

Якщо в складі навантаження підстанції є споживачі 1-ої категорії, то число установлених трансформаторів повинно бути не менше двох. Установка трьох і більше трансформаторів дозволяє помітно знизити їх сумарну потужність порівняльне з установкою двох трансформаторів, але приведені витрати на підстанцію в цілому виявляються більшими внаслідок росту питомих витрат (на 1 кВА).

Таблиця 4.1 Дані про трансформатори. Трифазні двообмоткові трансформатори 35-110 кВ

Примітки: 1. Регулювання напруги виконується за рахунок РПН в нейтралі, за винятком трансформаторів типу ТМН-2500/110 з РПН на стороні НН і ТД з ПБВ на стороні ВН.

2. Трансформатори типу ТРДН можуть виготовлятися також з нерозщепленими обмотками НН 38,5 кВ, трансформатор 25 МВА – з 27,5 кВ (для електрифікації залізниць).

Додаток таблиці 4.1 Трифазні триобмоткові трансформатори 110 кВ