Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования
Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения
Характеристика задачи расчета, анализа и оптимизации режимов РЭС 110-35 кВ по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации
Методы решения УУР
Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов
Описание метода оптимизации
Анализ характерных электрических режимов
Анализ зимнего периода в подсистемах
Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями
Безопасность и экологичность проекта
Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей
Пожарная безопасность
Навигация
Анализ характерных электрических режимов
Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"
138956
знаков
15
таблиц
3
изображения
3.2 Анализ характерных электрических режимов
3.2.1 Анализ зимнего периода
При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)
| Потери в ЛЭП, МВт | ||||||||
| Режим | 1 (4 ч,) | 2 (10 ч,) | 3 (19 ч) | 4 (22 ч,) | ||||
| U, кВ | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % |
| 500 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 |
| 220 | 0,012 | 0,34 | 0,014 | 0,37 | 0,023 | 0,56 | 0,020 | 0,54 |
| 110 | 0,664 | 19,26 | 0,916 | 24,06 | 1,034 | 25,53 | 0,893 | 23,64 |
| 35 | 0,269 | 7,80 | 0,325 | 8,55 | 0,396 | 9,76 | 0,301 | 7,96 |
| Общие | 0,945 | 27,40 | 1,265 | 32,98 | 1,452 | 35,86 | 1,214 | 32,14 |
| Потери в трансформаторах, МВт | ||||||||
| переменные (продольные) | ||||||||
| 500 | 0,003 | 0,10 | 0,004 | 0,10 | 0,006 | 0,15 | 0,006 | 0,15 |
| 220 | 0,041 | 1,18 | 0,067 | 1,75 | 0,081 | 2,00 | 0,070 | 1,84 |
| 110 | 0,080 | 2,33 | 0,121 | 3,18 | 0,162 | 4,00 | 0,132 | 3,48 |
| 35 | 0,036 | 1,03 | 0,042 | 1,12 | 0,050 | 1,24 | 0,039 | 1,04 |
| Общие | 0,160 | 4,64 | 0,234 | 6,15 | 0,299 | 7,39 | 0,247 | 6,51 |
| постоянные (поперечные) | ||||||||
| 500 | 0,796 | 23,07 | 0,796 | 20,90 | 0,796 | 19,64 | 0,796 | 21,06 |
| 220 | 0,427 | 12,37 | 0,424 | 11,14 | 0,422 | 10,42 | 0,424 | 11,22 |
| 110 | 0,950 | 27,56 | 0,932 | 24,47 | 0,921 | 22,73 | 0,932 | 24,65 |
| 35 | 0,171 | 4,95 | 0,166 | 4,36 | 0,160 | 3,95 | 0,167 | 4,42 |
| Общие | 2,344 | 67,95 | 2,318 | 60,87 | 2,299 | 56,74 | 2,319 | 61,35 |
| Общие тр-ах | 2,503 | 72,60 | 2,552 | 67,02 | 2,598 | 64,14 | 2,564 | 67,86 |
| Общие в сети | 3,448 | 100,0 | 3,808 | 100,0 | 4,051 | 100,0 | 3,779 | 100,0 |
Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.
В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.
Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.
Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.
Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.
В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении 
в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).
КПД сети по мощности, определенный из выражения
,
составляет 96,2-96,7%.
Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии
,
определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов 
и суммарных потерь в стали трансформаторов 
на 
характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).
Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)
| Расчетная величина потерь ЭЭ | Потери электроэнергии | |||||||
| в ЛЭП | в трансформаторах | общие | ||||||
| переменные | постоянные | |||||||
| МВт·ч | % | МВт·ч | % | МВт·ч | % | МВт·ч | % | |
| 500 | 0,000 | 0,00 | 0,108 | 0,12 | 19,104 | 21,28 | 19,212 | 21,40 |
| 220 | 0,387 | 0,43 | 1,512 | 1,68 | 10,188 | 11,35 | 12,087 | 13,46 |
| 110 | 20,688 | 23,04 | 2,847 | 3,17 | 22,443 | 24,99 | 45,978 | 51,21 |
| 35 | 7,533 | 8,39 | 0,978 | 1,09 | 4,002 | 4,46 | 12,513 | 13,94 |
| Общие потери ЭЭ | 28,608 | 31,86 | 5,445 | 6,06 | 55,737 | 62,07 | 89,79 | 100 |
КПД сети по энергии определенный из выражения
,
составляет 96,4%.
В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.
Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.
В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.
В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.
Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.
Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
3.2.2 Анализ летнего периода
Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)
| Потери в ЛЭП, МВт | ||||||||
| Режим | 1 (4 ч,) | 2 (10 ч,) | 3 (19 ч) | 4 (22 ч,) | ||||
| U, кВ | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % |
| 500 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 | 0,000 | 0,00 |
| 220 | 0,005 | 0,18 | 0,007 | 0,25 | 0,006 | 0,19 | 0,007 | 0,23 |
| 110 | 0,489 | 16,51 | 0,569 | 19,16 | 0,582 | 19,56 | 0,510 | 17,56 |
| 35 | 0,031 | 1,06 | 0,037 | 1,26 | 0,034 | 1,15 | 0,040 | 1,36 |
| Общие | 0,525 | 17,75 | 0,614 | 20,67 | 0,622 | 20,90 | 0,557 | 19,16 |
| Потери в трансформаторах, МВт | ||||||||
| переменные (продольные) | ||||||||
| 500 | 0,002 | 0,07 | 0,002 | 0,08 | 0,002 | 0,07 | 0,002 | 0,08 |
| 220 | 0,011 | 0,36 | 0,017 | 0,57 | 0,016 | 0,52 | 0,014 | 0,50 |
| 110 | 0,023 | 0,78 | 0,040 | 1,35 | 0,030 | 1,01 | 0,028 | 0,96 |
| 35 | 0,004 | 0,13 | 0,005 | 0,18 | 0,005 | 0,17 | 0,005 | 0,17 |
| Общие | 0,040 | 1,34 | 0,064 | 2,18 | 0,053 | 1,77 | 0,049 | 1,71 |
| постоянные (поперечные) | ||||||||
| 500 | 0,780 | 26,36 | 0,780 | 26,26 | 0,780 | 26,22 | 0,780 | 26,84 |
| 220 | 0,435 | 14,69 | 0,350 | 11,78 | 0,351 | 11,79 | 0,349 | 12,01 |
| 110 | 1,005 | 33,96 | 0,992 | 33,40 | 1,000 | 33,59 | 0,996 | 34,26 |
| 35 | 0,175 | 5,90 | 0,170 | 5,71 | 0,170 | 5,72 | 0,175 | 6,01 |
| Общие | 2,395 | 80,91 | 2,292 | 77,15 | 2,301 | 77,32 | 2,300 | 79,12 |
| Общие тр-ах | 2,435 | 82,25 | 2,357 | 79,33 | 2,354 | 79,10 | 2,350 | 80,84 |
| Общие в сети | 2,960 | 100,0 | 2,971 | 100,0 | 2,976 | 100,0 | 2,907 | 100,0 |
Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм2. Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм2 и около 0,08 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм2, что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм2.
В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.
КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.
Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).
КПД сети по энергии составляет 93,6%.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)
| Расчетная величина потерь ЭЭ | Потери электроэнергии | |||||||
| в ЛЭП | в трансформаторах | общие | ||||||
| переменные | постоянные | |||||||
| МВт·ч | % | МВт·ч | % | МВт·ч | % | МВт·ч | % | |
| 500 | 0,000 | 0,00 | 0,048 | 0,07 | 18,720 | 26,42 | 18,768 | 26,49 |
| 220 | 0,153 | 0,22 | 0,351 | 0,50 | 8,907 | 12,57 | 9,411 | 13,28 |
| 110 | 12,861 | 18,15 | 0,756 | 1,07 | 23,934 | 33,78 | 37,551 | 53,00 |
| 35 | 0,861 | 1,22 | 0,114 | 0,16 | 4,140 | 5,84 | 5,115 | 7,22 |
| Общие потери ЭЭ | 13,875 | 19,59 | 1,269 | 1,79 | 55,701 | 78,62 | 70,845 | 100 |
В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 ("БУР, сторона СН второго трансформатора") – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 ("Итатская", сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 ("Новый Огур", сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 ("Петропавловка", сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 ("Шушь, сторона ВН второго трансформатора") – 36,4 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.
Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1702 ("Н-Алтатка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 ("Шарыпово", сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 ("Грузенка") – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.
В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 ("Шарыпово", сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Курбатово") – 34,9 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.
В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,8 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.
Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.
Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
0 комментариев