Батареи конденсаторов (БК)

Введение

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных электропитающих систем и электрических сетей являются: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов. Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электропитающих систем источниками активной и реактивной мощности, воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными и преобразовательными подстанциями, распределительными устройствами, техническими средствами регулирования напряжения и другими устройствами для поддержания требуемого качества электроэнергии. Построение схем электрической сети предприятия в основном определяется мощностью и взаимным расположением потребителей, их требованиями к бесперебойности электроснабжения, числом, мощностью, напряжением и расположением источников питания, принятым номинальным напряжением, значением токов короткого замыкания, особенностями генплана местности, а также конструктивным выполнением и технико-экономическими характеристиками электротехнического оборудования, принятого в электрической сети. Предприятия могут получать электроэнергию от высоковольтной сети энергосистемы через одну или несколько понизительных подстанций, от своей или районной электростанции на генераторном напряжении, от электростанции и высоковольтной сети энергосистемы одновременно. В электропитающей системе промышленного предприятия обычно можно выделить систему внешнего электроснабжения, систему внутреннего электроснабжения (внецеховые сети) и внутрецеховые электрические сети.

Исходные данные

1. Электроснабжение района осуществляется электростанцией расположенной в пункте А. На электростанцию предполагается установить не менее двух генераторов.

2. Во всех пунктах кроме второго имеются потребители первой, второй и третьей категории, причем потребители третьей категории составляют 10% от общей нагрузки. Во втором пункте потребителей первой категории нет, а потребители третьей категории составляют 20% от всей нагрузки.

3. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах станции выше номинального на 5%.

4. Связь с энергосистемой осуществляется через сборные шины электростанции.

5. Стоимость потерь электроэнергии составляет 80 коп/кВтч. Коэффициент инфляции составляет 30%.

6. Вторичное напряжение на всех подстанциях принято 10 кВ.

7. На понизительных подстанциях должно быть осуществлено встречное регулирование напряжения.

8. Электрическая сеть проектируется для третьего района климатических условий и по ветру и по гололеду.

9. Через пункт 3 осуществляется транзит активной мощности по ЛЭП высокого напряжения.

10. Взаимное расположение электростанции и пунктов приведено ниже.

Т_наиб=4800 ч

Р_{3 транз}=30 МВт, cos φ=0,75

Пункт			3*
Р, МВт
cos φ	0,6	0,58	0,9	0,85	0,85

Выбор вариантов конфигурации сети

1.

Рис 1. Радиальная сеть

2.

Рис 2. Радиально-магистральная сеть

3.

Рис 3. Замкнутая сеть

Выбор ориентировочных значений номинального напряжения электрической сети

Наивыгоднейшее напряжение U_эк может быть предварительно определено по формуле, предложенной Г. И. Илларионовым. Для ЛЭП между станцией и пунктом 1 оно равно

кВ

1. Активные нагрузки для радиальной сети:

P_A1=P₁=41 МВт

P_A2=P₂=54 МВт

P_A3=P₃+P_тр=39+30=69 МВт

P_A4=P₄=42 МВт

P_A5=P₅=37 МВт

Наивыгоднейшее напряжение ЛЭП

ЛЭП	А1	А2	А3	А4	А5
Uэк, кВ

3. Активные нагрузки для радиальной сети по средневыпрямленным значениям:

;

;

;

P_ср.в=41,66МВт L_ср.в=35,8 км

U_эк=116,27 кВ.

В объединенной системе Урала сложилась система стандартных номинальных напряжений 110 – 220 – 500 – 1150 кВ, поэтому будем рассматривать варианты выполнения электрической сети на напряжение 110 и 220 кВ.

Выбор трансформаторов для подстанций

Определим полные мощности нагрузок на сборных шинах напряжением 10 кВ подстанций:

Мвар

МВА МВА

Аналогично для других подстанций:

МВА МВА

МВА МВА

МВА МВА

МВА МВА

Во всех пунктах принимаем к установке не менее двух понизительных трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой.

1 пункт:

Для 25:

Для 32:

Принимаем к установке 2 х ТРДН – 32000/110

Остальные выбираем аналогично.

В пункте 1 - два трансформатора ТРДН – 32000/110;

два трансформатора ТРДН – 32000/220.

В пункте 2 - два трансформатора ТРДН – 40000/110;

два трансформатора ТРДН – 40000/220.

В пункте 3 - два трансформатора ТРДН – 40000/110;

два трансформатора ТРДН – 40000/220.

В пункте 4 - два трансформатора ТРДЦН – 63000/110;

два трансформатора ТРДЦН – 63000/220.

В пункте 5 - два трансформатора ТРДЦН – 63000/110;

два трансформатора ТРДЦН – 63000/220.

Определение потерь мощности в понизительных трансформаторах подстанции

Пункт 1

- для 2x ТРДН – 32000/110

;

;

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 32000/220

кВт;

кВар.

Пункт 2

- для 2xТРДН – 40000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 40000/220

кВт;

кВар.

Пункт 3

- для 2xТРДН – 40000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 40000/220

кВт;

кВар.

Пункт 4

- для 2xТРДЦН – 63000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДЦН – 63000/220

кВт;

кВар.

Пункт 5

- для 2xТРДЦН – 63000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДЦН – 63000/220

кВт;

кВар.

Потери мощности в трансформаторах подстанций

Напряжение	110 кВ	220 кВ
Потери мощности, кВА	dPхх+dPНТ=dP	dQ	dPхх+dPНТ=dP	dQ
п/с 1	70+130.06=200,06		106+149.79=255,79
п/с 2	84+136.7=220,7		100+132.8=232,8
п/с 3	84+158.6=242,6		100+154=254
п/с 4	118+187.75=305,75		164+216.63=380,63
п/с 5	118+255=373		164+294.2=458,2

Приведение нагрузки к шинам ВН подстанций выполним по формуле

МВА

Приведенные нагрузки подстанций

Напряжение	110 кВ	220 кВ
Нагрузка, МВА	P’T+iQ’T	S’T	P’T+iQ’T	S’T
п/с 1	30.2+34.1i	45,551	30.256+34.626i	45.982
п/с 2	40.221+33.841i	52.564	40,309+i35,263	53,556
п/с 3	35.243+45.285i	57.383	35.254+45.989i	57.947
п/с 4	53.306+59.667i	80.01	53.381+60.538i	80.712
п/с 5	60.373+72i	93.964	60.458+73.118i	94.876

Нагрузки одной секции шин 110 и 220 кВ п. 3 с учетом транзита мощности

S_ТР=50+i51,01 МВА

Одной секции шин S_ТР=25+i25,5 МВА

Нагрузка одного трансформатора подстанции

Напряжение	110 кВ	220 кВ
Нагрузки, МВА	P’T+iQ’T	S’T	P’T+iQ’T	S’T
п/с 1	15.1+17.05i	22,776	15.128+17.313i	22.991
п/с 2	20.11+16.921i	26.282	20.116+17.235i	26.49
п/с 3	17.621+22.643i	28.691	17.627+22.994i	28.973
С учетом транзита мощности п/с 3	42.621+48.148i	64.302	42.627+48.499i	64.57
п/с 4	26.653+29.834i	40.005	26.69+30.269i	40.356
п/с 5	30.187+36.001i	46.982	30.229+36.559i	47.438

Определение технико-экономических показателей электрической сети

1. Радиальная сеть (110 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 1) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

S_A1=S’_T1=15.1+17.05i МВА; | S_A1|=22,776 МВА;

S_A2=S’_T2=20.11+16.921i МВА; | S_A2|=26.282 МВА;

S_A3=S’_T3=42.621+48.148i МВА; | S_A3|=64.302 МВА.

S_A4=S’_T4=26.653+29.834i МВА; | S_A4|=40.005 МВА;

S_A5=S’_T5=30.187+36.001i МВА; | S_A5|=46.982 МВА.

Токи в линиях:

;

А;

А;

А;

А;

А;

При j_эк=1 А/мм² расчетные сечения проводов равны

F_A1=119,5 А/мм²; F_A4=210 А/мм²

F_A2=137 А/мм²; F_A5=246 А/мм²

F_A3=337,5 А/мм².

На участке А-4 и А-5 принимаем двухцепную линию на железобетонных опорах АС-240/32. На участке А-2 принимаем двухцепную линии на железобетонных опорах АС-150/24. На участке А-1 принимаем двухцепную линии на железобетонных опорах АС-120/19. На участке А-3 принимаем 2 двухцепные линии на железобетонных опорах АС-185/29

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r₀=0,121 Ом/км x₀=0,405 Ом/км q₀=0,038 Мвар/км

I_доп=605 А k₀=25 тыс. руб/км

для АС-150/24:

r₀=0,198 Ом/км x₀=0,42 Ом/км q₀=0,036 Мвар/км

I_доп=450 А k₀=22,2 тыс. руб/км

для АС-120/19:

r₀=0,249 Ом/км x₀=0,427 Ом/км q₀=0,0365 Мвар/км

I_доп=390 А k₀=16.9 тыс. руб/км

для АС-185/29:

r₀=0,162 Ом/км x₀=0,413 Ом/км q₀=0,037 Мвар/км

I_доп=520 А k₀=23.6 тыс. руб/км

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия А-1

Мощность в конце линии:

МВА;

МВА.

Потери мощности:

МВА.

Мощность вначале линии:

МВА.

Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию А-1:

МВА.

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-5

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

;

МВА; МВА.

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φ_г.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

ΔP_хх=120 кВт; dP_k=400 кВт; dQ_хх=687,5 квар U_k=10,5%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

;

кВт;

;

квар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

Определим технико-экономические показатели варианта радиальной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс.руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

где кВтч.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

алюминий

=1338т,

сталь

=565т.

2. Радиальная сеть (220 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 1) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

Приведенные нагрузки к шинам ВН подстанций

S_A1=S’_T1=30.256+34.63i МВА; | S_A1|=45.982 МВА;

S_A2=S’_T2=40.233+34.47i МВА; | S_A2|=52.98 МВА;

S_A3=S’_T3=85.254+96.999i МВА; | S_A3|=129.14 МВА.

S_A4=S’_T4=53.381+60.538i МВА; | S_A4|=80.712 МВА;

S_A5=S’_T5=60.458+73.118i МВА; | S_A5|=94.876 МВА.

Токи в линиях:

А;

А; А;

А; А.

При j_эк=1 А/мм² расчетные сечения проводов равны

F_A1=60,3 А/мм²; F_A4=105,9 А/мм²

F_A2=69,5 А/мм²; F_A5=124,5 А/мм²

F_A3=169,5 А/мм².

На всех участках принимаем двухцепные линии на железобетонных опорах АС-240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r₀=0,12 Ом/км x₀=0,435 Ом/км q₀=0,038 Мвар/км

I_доп=605 А k₀=30.6 тыс. руб/км

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия А-1

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-5

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

;

МВА; МВА.

Принимаем к установке на электростанции 3 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φ_г.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 3 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:

ΔP_хх=135 кВт; dP_k=380 кВт; I_хх=0,5% U_k=11%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

кВт;

Мвар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

Определим технико-экономические показатели варианта радиальной сети напряжением 220 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой изображенной на рис. 5.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс. руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

Алюминий 1612 т,

Сталь 594 т.

3. Радиально-магистральная сеть (110 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 3) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

S₁₂=S’_T1= 30.2+34.1iМВА; | S₁₂|= 45.55 МВА;

S_A4=S’_T4= 53.306+59.667i МВА; | S_A4|=80.01 МВА;

S_A2=S’_T2+ S₁₂= 70.421+67.941i МВА; | S_A2|= 97.852 МВА.

S_A3=S’_T3+ S₅₃+S_тр= 145.616+168.297i МВА; | S_A3|= 222.549 МВА.

S₅₃=S’_T5= 60.373+72.002i МВА; | S₅₃|= 93.964 МВА.

км

км

км

км

км

Токи в линиях:

А; А.

А; А.

А.

При j_эк=1 А/мм² расчетные сечения проводов равны

F₁₂=119 А/мм²; F_A3=584 А/мм².

F_A4=210 А/мм²; F₅₃=247 А/мм².

F_A2=257 А/мм².

Учитывая, что по ПУЭ экономическая плотность тока для Tнб=6000 ч равна jэ=1 А/мм2, принимаем на участке 1-2 двухцепную линии с проводами АС - 120/19.На участках А-2, 5-3, А-4 двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС-240/32 На участке А-3 две двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС-240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r₀=0,12 Ом/км x₀=0,435 Ом/км q₀=0,038 Мвар/км

I_доп=605 А k₀=25 тыс. руб/км

для АС-120/19:

r₀=0,249 Ом/км x₀=0,427 Ом/км q₀=0,0365 Мвар/км

I_доп=390 А k₀=16.9 тыс. руб/км

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия 1-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия A-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия 5-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

МВА; МВА.

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φ_г.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

ΔP_хх=120 кВт; dP_k=400 кВт; I_хх=0,55 квар U_k=10,5%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

кВт;

квар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

Определим технико-экономические показатели варианта радиально-магистральной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой изображенной на рис. 6.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс. руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

Алюминий 1446 т,

Сталь 545 т.

4. Радиально-магистральная сеть (220 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 3) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

S₁₂=S’_T6= 30.256+34.626i МВА; | S₁₂|= 45.982 МВА;

S_A4=S’_T9= 53.381+60.538i МВА; | S_A4|= 80.712 МВА;

S_A2=S’_T7+ S₁₂= 70.489+69.096i МВА; | S_A2|= 98.706 МВА.

S_A3=S’_T8+ S₅₃+S_тр= 145.712+170.117i МВА; | S_A3|= 223.991 МВА.

S₅₃=S’_T10= 60.458+73.118i МВА; | S₅₃|= 94.876 МВА.

км

км

км

км

км

Токи в линиях:

А; А.

А; А.

А.

При j_эк=1 А/мм² расчетные сечения проводов равны

F₁₂=60.3 А/мм²; F_A3=293 А/мм².

F_A4=105.9 А/мм²; F₅₃=124.5 А/мм².

F_A2=129.5 А/мм².

Учитывая, что по ПУЭ экономическая плотность тока для Tнб=6000 ч равна jэ=1 А/мм2, принимаем на всех участках двухцепные линии АС - 240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r₀=0,12 Ом/км x₀=0,435 Ом/км q₀=0,038 Мвар/км

I_доп=605 А k₀=30.6 тыс. руб/км

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия 1-2

МВА; МВА;