Анализ зимнего периода в подсистемах

138956
знаков
15
таблиц
3
изображения

3.2.3 Анализ зимнего периода в подсистемах

Рассматривая нормальный режим работы "КАТЭКэлектросеть" можно выделить четыре подсистемы.

В первых двух больших подсистемах балансирующими подстанциями могут выступать ПС Итатская и ПС Ужур. Точками потокараздела этих двух подсистем является ПС Ужур, где линии С-71, С-70 отключены, и подстанция михайловка, где секционные выключатели на 35 кВ и 10 кВ отключены. Таким обазом, ПС Ораки в нормальном режиме получает питание по включенным линиям С-70, С-71 от ПС Парная. На ПС Михайловка второй трансформатор по линиям 35 кВ получает питание от ПС Шарыпово-27 через проходные подстанции Шушь и Локшино, а первый трансформатор уже принадлежит третьей подсистеме.

Третья подсистема, состоит из подстанций

- Красная сопка – балансирующая;

- Крутоярская – СВ-35 включен;

- Михайловка – СВ-35 отключен;

- Солгон – СВ-35 отключен;

- Яга – СВ-35 отключен.

При этом все секционные выключатели на 10 кВ являются отключенными. Подсистема получает питание по линии 35 кВ от ПС Красная сопка. Диспетчерский номер линии – Т24.

Четвертая подсистема состоит всего из двух подстанций:

- Степная - балансирующая;

- Солгон, IT при СВ-35 кВ отключенном. Подсистема запитывается от ПС Степная по линии Т-25.

Аналогично общей схеме рассмотрим каждую подсистему в отдельности.

Подсистема 1

Балансирующим узлом является подстанция Итатская-500. На шинах ВН указанной подстанции задано напряжение 515 кВ. Для данной подсистемы главными питающими подстанциями являются ПС Шарыповская-220 и БУР-1-220.

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.

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 0,011 0,48 0,014 0,59 0,022 0,89 0,020 0,82
110 0,318 14,09 0,357 15,26 0,401 16,42 0,382 15,86
35 0,065 2,90 0,084 3,60 0,104 4,27 0,104 4,34
Общие 0,395 17,47 0,455 19,45 0,526 21,58 0,506 21,02
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
500 0,003 0,13 0,004 0,16 0,006 0,23 0,005 0,22
220 0,007 0,32 0,010 0,44 0,016 0,66 0,014 0,59
110 0,042 1,88 0,061 2,60 0,087 3,59 0,077 3,18
35 0,005 0,21 0,006 0,25 0,007 0,27 0,007 0,28
Общие 0,057 2,54 0,081 3,45 0,116 4,75 0,103 4,27
постоянные (поперечные)
500 0,796 35,20 0,796 34,05 0,796 32,63 0,796 33,05
220 0,332 14,67 0,331 14,16 0,330 13,54 0,330 13,73
110 0,646 28,57 0,641 27,43 0,637 26,13 0,639 26,54
35 0,035 1,55 0,034 1,47 0,033 1,37 0,034 1,39
Общие 1,809 79,99 1,802 77,11 1,796 73,67 1,799 74,71
Общие тр-ах 1,865 82,53 1,882 80,55 1,913 78,42 1,901 78,98
Общие в сети 2,260 100,0 2,337 100,0 2,439 100,0 2,407 100,0

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. 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, составляет 96,2-96,7%.

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 0,102 0,18 19,104 33,89 19,206 34,07
220 0,378 0,67 0,264 0,47 7,941 14,09 8,583 15,23
110 8,616 15,29 1,524 2,70 15,390 27,30 25,530 45,29
35 2,082 3,69 0,147 0,26 0,819 1,45 3,048 5,41
Общие потери ЭЭ 11,076 19,65 2,037 3,61 43,254 76,74 56,367 100

КПД сети по энергии, 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.

Подсистема 2

Балансирующим узлом является подстанция Ужур.

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.

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 %
220 0,000 0,00 0,000 0,00 0,000 0,00 0,000 0,00
110 0,295 32,47 0,513 43,45 0,564 45,20 0,465 41,30
35 0,035 3,81 0,047 4,00 0,049 3,91 0,048 4,27
Общие 0,330 36,27 0,560 47,45 0,612 49,11 0,513 45,57
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
220 0,033 3,60 0,055 4,69 0,062 5,01 0,054 4,82
110 0,036 3,95 0,059 5,01 0,068 5,48 0,055 4,93
35 0,010 1,09 0,016 1,36 0,016 1,31 0,013 1,14
Общие 0,079 8,64 0,13 11,06 0,146 11,8 0,122 10,89
постоянные (поперечные)
220 0,096 10,59 0,096 8,17 0,096 7,73 0,096 8,57
110 0,309 33,97 0,301 25,46 0,299 23,95 0,301 26,72
35 0,096 10,53 0,093 7,87 0,092 7,41 0,093 8,25
Общие 0,501 55,09 0,49 41,5 0,487 39,09 0,49 43,54
Общие тр-ах 0,580 63,73 0,620 52,55 0,635 50,89 0,612 54,43
Общие в сети 0,910 100,0 1,181 100,0 1,247 100,0 1,125 100,0

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. 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, составляет 96,2-96,7%.

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 %
220 0,000 0,00 1,203 4,53 2,304 8,67 3,507 13,20
110 10,869 40,91 1,281 4,82 7,266 27,35 19,416 73,08
35 1,068 4,02 0,33 1,24 2,247 8,46 3,645 13,72
Общие потери ЭЭ 11,937 44,93 2,814 10,59 11,817 44,48 26,568 100

КПД сети по энергии, 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.



Информация о работе «Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"»
Раздел: Коммуникации и связь
Количество знаков с пробелами: 138956
Количество таблиц: 15
Количество изображений: 3

0 комментариев


Наверх