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 зимнего периода в подсистемах
Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"
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.
0 комментариев