Перспективные режимы работы Верхне-Донского предприятия МЭС

Введение

Электроэнергетика является базовой отраслью, для развития других отраслей народного хозяйства. В связи с этим, она имеет одну главную особенность — она должна постоянно опережать в развитии все другие отрасли, и обеспечивать, в полной мере, все запросы потребителей на обеспечение их электроэнергией. Поэтому, очень важной задачей в энергетике всегда являлось планирование развития электроэнергетики, в том числе и развития электрических сетей. Перспективные планы развития электрических сетей должны основываться на планах развития народного хозяйства регионов. Любые просчеты и ошибки в планировании развития электрических сетей негативно отразятся на работе остальных отраслей народного хозяйства. Поэтому очень высока ответственность, при составлении таких проектов перспективного развития электрических сетей, каким является данная работа — дипломный проект на тему «Перспективные режимы работы Верхне-Донского предприятия МЭС.»

Целью работы является повышение технического уровня и обеспечение высокого уровня надежности функционирования электрических сетей предприятия в расчетный период до 2019 года.

Задачи проекта:

— повышение эффективности функционирования электросетевых объектов предприятия ;

— снижение затрат на эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях;

— разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах.

В данном дипломном проекте представлено :

— расчет и анализ установившихся режимов электрических сетей предприятия на текущий период ;

— разработка и технико-экономическое сравнение возможных вариантов развития электрических сетей;

— оценка необходимых капиталовложений в развитие электрических сетей предприятия;

— расчет и анализ перспективных режимов работы электрических сетей предприятия до 2015 года в нормальных и послеаварийных режимах и расчет перспективных режимов работы до 2019 года;

— разработаны технические мероприятия, при выполнении которых обеспечивается надежная работа энергообъектов сети с перспективными нагрузками;

— выполнено проектирование вновь вводимой подстанции;

— разработан проект противопожарной защиты проектируемой подстанции;

— разработаны мероприятия по охране окружающей среды для проектируемой подстанции;

— произведен расчет нормативной численности персонала предприятия;

— рассмотрен вопрос об организации на данном предприятии МЭС управления сетями (ЦУС).

1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 История создания и развития Верхне-Донского предприятия МЭС

История предприятия началась в 1980 года, когда в соответствии с проектом электропередачи постоянного тока «Экибастуз-Центр» была построена ПС-500 кВ Пушкари, которая стала основой «Тамбовского электрического преобразовательного комплекса» производственного энергетического объединения «Дальние электропередачи».

В июне 2003 года Тамбовское предприятие магистральных электрических сетей вошло в состав ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы», как филиал — Верхне-Донское предприятие Магистральных электрических сетей (далее по тексту Верхне-Донское ПМЭС) .

Верхне-Донское ПМЭС является одним из самых крупных предприятий МЭС Центра. Зона ответственности Верхне-Донского ПМЭС охватывает Тамбовскую, Липецкую, Воронежскую область. В его состав входят пять подстанций 500 кВ, одна — 330 кВ, одна — 110 кВ, 18 высоковольтных линий 110 — 500 кВ, общей протяженностью 1777 км, а с 2005 года в структуру включены объекты 220 кВ вышеперечисленных областей, это 21 ПС 220 кВ и ВЛ 220 кВ протяженностью 1933 км. В состав Верхне-Донского ПМЭС входят три районных МЭС: Воронежский, Липецкий, Тамбовский. Расположение подстанций и линий электропередач Верхне-Донского ПМЭС приведено на карте схеме (чертеж 1.)

1.2 Параметры основного оборудования

Исходными данными для расчета режима являются:

— данные по воздушным линиям (табл.1.1.);

— данные по межсистемным связям (название линий, перетоки мощностей (приложение 1);

— данные по ПС — 220 кВ (табл. 1.2);

— мощности генерации и нагрузок (P и Q) (см. приложение1табл. 1);

Принципиальная схема электрических соединений рассматриваемой сети для напряжений 500 и 220 кВ приведена на чертеже 2.

Таблица 1.1 Данные по воздушным линиям Верхне-Донского ПМЭС

Таблица 1.2

Данные по подстанциям 500, 220 кВ Верхне-Донского ПМЭС

1.3 Данные по прогнозируемым темпам изменения электрических нагрузок на период до 2015г

Таблица 1.3 Перечень заявок на присоединение новых нагрузок по Липецкому региону

Таблица 1.4 Перечень заявок на присоединение новых нагрузок по Тамбовскому региону

1.4 Данные о перспективном развитии электрических сетей

1.4.1 Характеристика развития региона

Из трех областей, где расположено Верхне-Донское ПМЭС, наиболее высокие темпы развития сложились в Липецкой области. За последние 5 лет валовой региональный продукт увеличился в 4,5 раза. Среднегодовой темп роста составил в промышленности 105%, в сельском хозяйстве 108%.

Область занимает 3 место в России и 1 место в Центральном регионе России по объему промышленной продукции на душу населения. Одной из ведущих и динамично развивающейся отрасли была и остается черная металлургия, основным предприятием которой в области является ОАО «Ново-Липецкий металлургический комбинат», на который приходится 59% валового продукта области.

Также вблизи города Липецка начинается строительство города Романово на 130 тыс. жителей. с планируемой нагрузкой 72 МВт к 2016 году.

В области идет активная работа по созданию особых экономических зон промышленно-производственного типа регионального уровня особые экономические зоны (далее по тексту ОЭЗ)

На территории Грязинского района создается особая экономическая зона федерального уровня промышленно-производственного типа «Липецк». Зарегистрированы и уже приступили к строительству заводов четыре резидента, продолжаются переговоры с рядом зарубежных компаний. Будет привлечено более 50 резидентов с объемом инвестиций — 21,5 млрд руб., создано 13 тыс. рабочих мест.

Предприятия, подтвердившие свое участие в качестве резидентов особой экономической зоны

· METR S.p.A — Производство роторов и статоров электродвигателей

· VERGOKAN — Производство лотков для укладки кабеля

· SIGNODE SYSTEM GMBH — Производство систем по упаковке с применением стальной ленты

· Viterie Italia Cetrale — Производство крепежных изделий

· EKINLER ELEKTRONIK — Производство электрокабеля

· Компания «BEEPLAST» — Производство комплектующих изделий из пластмассы для бытовой техники

· CIAMAGLIA — Производство мебели

· INDESIT COMPANI — Производство газовых плит, комплектующих изделий для изготовления холодильников, стиральных машин

· Electrolux — Производство стиральных машин

· SEST — Производство испарителей для холодильных прилавков, витрин

· Pro-mould — Производство оснастки для изготовления изделий из пластмассы

· VERNIGLASS — Производство изделий из стекла

· Elektrowerkzeuge — Производство электроинструмента

· Odenwald Faserplattenwerk GmbH — Производство плит из минерального волокна

· B/S/H Bosch und Siemens Hausgerate GmbH — Производство автомобильных запчастей, диагностического оборудования и электроинструментов, бытовой техники, систем безопасности и промышленного оборудования

· Siemens GmbH — Производство сложнобытовой техники и оборудования

· Akzo Nobel — Производство медикаментов, покрытий и химикатов

· Sisu Diesel — Производство двигателей внутреннего сгорания

· Bundy Refrigeration — Производство испарителей, конденсаторов и прочих жидкостных охладительных систем для холодильников и бытовой техники электрический сеть максимальный нагрузка

1.4.2 Планы развитии электрических сетей

В Грязинском районе Липецкой области планируется развитие особой экономический зоны промышленного типа «Липецк» далее по тексту ОЭЗ «Липецк». На территории ОЭЗ «Липецк» планируется строительство подстанции 220 кВ «Пашная» с заходом на неё двух ВЛ 220 кВ Металлургическая левая и правая, автотрансформаторной мощностью 2×250МВА. Одновременно с этим планируется строительство ТЭЦ. При первой очереди будет введено 150 МВт мощности. Выдача мощности будет осуществляться на напряжении 110 кВ на шины ПС 220/110/10 кВ «Пашная» и на генераторном напряжении 10 кВ местным потребителям ОЭЗ «Липецк». Далее при увеличении генераторной мощности станции потребуется организация на станции РУ 220 кВ с выдачей мощности в сети 110 и 220 кВ объединенной энергосистемы.

В итоге планируется ввести генерирующую мощность 720 МВт, выдача которой будет осуществляться в сети 10, 110 и 220 кВ.

Ориентировочные этапы ввода генераторной мощности ТЭЦ ОЭЗ «Липецк»:

1 — 2009 год — 150 МВт;

2 — 2010 год — 150 МВт;

3 — 2011 год — 150 МВт;

4 — 2012 год — остаток до суммарной мощности 720 МВт.

Прирост нагрузки в зимний максимум Липецкого региона по отношению к 2009 году выглядит следующим образом: до 2012 года — 484 МВА, с 2011 до 2015 — 166 МВА. Отдельно следует отметить прирост нагрузки ОАО «НЛМК» и ОЭЗ «Липецк» 210 МВт и 340 МВт соответственно. В общей сумме по Липецкой энергосистеме это составит: до 2012 года включительно — 1000 МВА; 2013;2017 года включительно — 166 МВА. Как видно основная доля прироста нагрузки происходит до 2012 года включительно.

Общий объем генераторных мощностей планируемых к вводу до 2017 года в районе города Липецка:

200 МВт — ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат»

720 МВт — ТЭЦ ОЭЗ «Липецк»

320 МВт — Липецкая ТЭЦ-2

ИТОГО — 1240 МВт.

На основании выше перечисленного можно сказать, что такое планируемое увеличение генераторной мощности в данном районе невозможно без значительной перестройки сетей 220 кВ. При установленной мощности Липецкой ТЭЦ-2 на 2014;2015 гг. 835 МВт (с учетом ввода генерации ОАО «НЛМК» — 200 МВт и ТЭЦ ОЭЗ «Липецк» — 300 МВт) выдача всей мощности в сеть 110 кВ при существующих связях невозможна и будет ограничиваться уровнем 400 МВт. При увеличении генераторной мощности ТЭЦ ОЭЗ «Липецк» до планируемых 720 МВт, выдача мощности Липецкой ТЭЦ-2 ограничивается мощностью 300 МВт. Данная ситуация связана с тем, что генерация сосредотачивается в одном районе и практически мощность должна быть выдана по сети 110−220 кВ на две подстанции Липецкая-500 и Металлургическая-220.

При развитии генерации в 2013;2017 годах планируется часть мощности Липецкой ТЭЦ-2 или ТЭЦ ОЭЗ «Липецк» выдавать на шины 110 и (или) 220 кВ ПС Правобережная, для обеспечения более выгодных перетоков мощности по сети 220 кВ в районе города Липецка.

2. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ВЕРХНЕ-ДОНСКОГО ПМЭС Режимы работы электрической сети рассматриваются на основании нагрузок на 18 часов 00 минут режимного дня 19 декабря 2009 года по данным Верхне-Донского ПМЭС (объекты500−220кВ).

По схеме на этот момент находились в ремонте следующее оборудование предприятия:

1. АТ-1 на ПС 500кВ Борино

2. ВЛ 220кВ Котовская

3. ВЛ-220кВ Тамбовская 3

2.1 Анализ нормальных режимов работы сети на 2009 год Расчетная схема нормального режима работы выполнена в программном комплексе «ENERGY v. 4.2 студенческая версия. Расчет установившихся режимов сложных электрических сетей для схем с числом узлов до 200» .

1. За балансирующий узел приняты шины 500кв Рязанской ГРЭС.

2. Все линии 500кВ выполнены с расщеплением фазы на три провода (радиус расщепления 400мм).

3. Связь Верхне-Донского ПМЭС с соседними энергосистемами по ЛЭП 500 кВ: Тамбов-Пенза, Рязанская ГРЭС-Тамбов, Балашовская Восточная, Балашовская Западная с отпайкой на НВАЭС, Новобрянск-Елец. Перетоки по этим связям учтены в схеме, как генерации или нагрузки в узлах шин 500кВ соответствующих подстанций, к которым они подключены. Модуль напряжения на подстанции Воронежская принят равным 504 кВ.

4. Связь Тамбовского и Липецкого РМЭС Верхне-Донского ПМЭС с соседними энергосистемами по ЛЭП 220 кВ: Глебово-Давыдово, Ливны 1, Ливны 2. Перетоки по этим связям учтены аналогично связям 500кВ. Нагрузки на шинах 6, 10 кВ подстанций приведены к напряжению 110 кВ и учитываются на шинах 110 кВ В данном разделе определяются:

ь Коэффициенты загрузки элементов сети;

ь Баланс мощности сети;

ь Потери мощности в элементах сети;

ь Структура потерь мощности сети;

ь Уровни напряжения на шинах потребителя;

Для анализа загрузки воздушных линий определяем плотность тока и значения допустимой токовой нагрузки. В любом режиме работы сети необходимо выполнение условия по допустимому нагреву проводов:

Iрасч < I’доп (2.1)

где Iрасч — расчетный ток для данной ВЛ.

Загрузка ВЛ по плотности тока проверяется только для нормальных режимов работы сети по условию:

jф/jэ? 2 (2.2)

где jэ — экономическая плотность тока (табличная величина) При Тм=5200ч jэ =1,0А/мм?

jф — фактическая плотность тока, которая находится как:

jф = Iрасч / F (2.3)

где Iрасч — расчетный ток линии, А

F — сечение провода, мм2.

Проверка загрузки ВЛ по плотности тока позволяет определить увеличение потерь за счет увеличения нагрузки линии. Если соотношение jф/jэ? 2 не выполняется, то целесообразно усилить сеть с целью снижения потерь мощности в линиях. Проверка сечений по экономической плотности приведена в табл. 2.1

Таблица 2.1 Проверка сечений по экономической плотности

Из результата расчета максимального режима видим, что линии 220кВ имеют экономическую плотность не превышающую jф/jэ? 2, что говорит о том, что потери в линиях 220кВпри данных нагрузках сравнительно небольшие.

Произведем анализ загрузок автотрансформаторов и трансформаторов подстанций предприятия.

Оценка допустимости загрузки трансформаторов подстанций проводится с учетом максимально допустимых систематических перегрузок (в нормальных режимах) и допустимых аварийных перегрузок (в послеаварийных режимах работы), в соответствии с ГОСТ 14 209–85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые перегрузки».

В послеаварийных режимах работы, когда трансформаторы оставшиеся в работе воспринимают всю нагрузки подстанции, проверка возможности его работы осуществляется по выражению:

Красч = Smax / Sт. ном (2.4)

Красч? К доп. (2.5)

В послеаварийных режимах целесообразно, если имеется техническая возможность, поддерживать напряжение на таком уровне, как в режиме максимальных нагрузок.

Данные по расчету коэффициенту нагрузок автотрансформаторов для существующего режима максимальных нагрузок представлены в табл.2.2.

Таблица 2.2 Проверка нагрузок автотрансформаторов

Ниже приведены элементы электрической сети, работающие в нормальном режиме с коэффициентом загрузки более 0,60

1. Автотрансформаторы АТ-2, АТ-3 АТДЦТНГ-125 000/220/110кВ на ПС-220кВ Правобережная :

Коэффициент загрузки АТ-2 равен 0,611(см. рис.2.1.)

Такая загрузка автотрансформаторов сложилась в связи с тем что, автотрансформатор АТ-1, установленный на этой подстанции, из-за повреждения обмотки стороны 110кВ включен только по стороне 220,35кВ;

Рис. 2.1 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета существующего режима ПС Правобережная На ПС 220кВ Правобережная планируется реконструкция ПС, с заменой автотрансформаторов 125МВА на автотрансформаторы 4×150МВА.

На остальном оборудовании предприятия коэффициент загрузки не превышает 50%.

Согласно расчету установившегося режима, получены следующие данные по балансу активной и реактивной мощности (табл. 2.3.) и структуре потерь мощности энергосистемы на 2009 год (табл.2.4.).

Таблица 2.3

Таблица 2.4

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

Как видно из полученного значения доля потерь в балансе активной мощности незначительна.

Доля потерь в балансе реактивной мощности составляет:

Высокие потери реактивной мощности компенсируются генерацией реактивной мощности в ЛЭП, благодаря достаточно большой протяженности линий генерируемая ими реактивная мощность с избытком покрывает потери реактивной мощности и требования нагрузки подстанций.

Потоки мощности и уровни напряжения для данного режима приведены на листе 3 графического материала дипломного проекта и табл.2.5.

Таблица 2.5 Максимальные и минимальные уровни напряжения

Нормируемые величины напряжений в режиме максимальных нагрузок должны составлять 1,05 Uном, расчеты показали, что есть не соответствие уровней напряжения на шинах потребителя принятым нормам (±5%).

Анализируя данный режим работы сети и состояние загрузки её основных элементов, а также уровни напряжения в узлах и перетоки мощности в ветвях, можно сделать вывод о том, что данная сеть вполне обеспечивает всех потребителей требуемой мощностью и необходимым качеством электроэнергии и готова к подключению дополнительных мощностей.

3. РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ СЕТЕЙ

3.1 Разработка вариантов подключения ПС 220кВ «Пашная» к сети Для подключения вновь вводимой ПС-220кВ «Пашная» рассмотрим несколько вариантов её присоединения к действующей сети:

1 вариант:

ПС подключается с заходом на ПС-220кВ двуцепной лини Металлургическая левая, правая. Схема данного присоединения представлена на рис 3.1.

Рис. 3.1 Схема присоединения ПС-220кВ Пашная по первому варианту

2 вариант:

ПС подключается с заходом на ПС-220кВ одной цепи двухцепной линии Металлургическая левая, правая. Схема данного присоединения представлена на рис 3.2.

Рис. 3.2 Схема присоединения ПС-220кВ Пашная по второму варианту

3.2 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом приведенных затрат Произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов Капитальные вложения сведены в табл.3.1.и 3.2.

Таблица 3.1

Капитальные вложения в развитие сети по первому варианту

Таблица 3.2

Капитальные вложения в развитие сети по второму варианту

Эксплуатационные расходы

1 вариант:

Издержки на амортизацию:

тыс.р/год; (3.1)

тыс.р/год; (3.2)

Издержки на текущий ремонт определяются:

(3.3)

Данные по отчислениям на ремонт взяты из.

10 339,9 = 12 407,88(тыс. руб.);

2 вариант:

Издержки на амортизацию:

тыс.р/год;

тыс.р/год;

Издержки на текущий ремонт определяются:

.

Данные по отчислениям на ремонт взяты из.

1400,85 = 17 345,17(тыс. руб.);

Затраты на возмещение потерь электроэнергии.

В расчете учитываем только отличающиеся элементы схем вариантов 1−2.

1 вариант.

(ч);

(ч);

(ч);

(МВт•ч/год);

[руб/(kВтч)]

2 вариант.

(ч);

(МВт•ч/год);

(руб/(kВтч))

Суммарные эксплуатационные расходы на объект проектирования (участок сети)

1 вариант:

2 вариант:

Таблица 3.3 Дисконтированные затраты

Проведённые расчёты показывают, что в данных условиях экономически целесообразен второй вариант. Но мы принимаем первый вариант, так как он обеспечивает более надежное электроснабжение потребителей.

4. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПМЭС В этой главе рассмотрены перспективные режимы работы в зимний максимум 2015 года, в летний минимум выходного дня 2015 года и зимнего максимума 2019;2020 годов, на основании данных, приведенных в главе 1и внестадийной работы «Схемы развития ОЭС Центра на период 2008;2022года, включая развитие электрических сетей 220кВ в период до 2019 года «разработанной энергосетьпроектом и внестадийной работы «Схемы развития электрических сетей 35−110кВ Липецкой энергосистемы на 2012 год с перспективой до 2019 года» Института Тулаэнергосетьпроекта.

Задачей проведения нижеприведенных расчетов является анализ предполагаемой загрузки сетей, потерь в элементах сети, а также уровней напряжения.

В расчетах использованы известные на момент факты:

1) Будет введена в работу в 2013 году, проектируемая в данной работе ПС-220кВ «Пашная»

2) Будет произведена реконструкция до 2014 года на подстанциях:

— ПС-220кВ «Правобережная» с заменой автотрансформаторов 3×125МВА на 4×150МВА

— ПС 220кВ «Северная» с заменой автотрансформаторов 2×180 на 2×250МВА

4.1 Режимы работы сети на зимний максимум 2015 год Нормальный режим работы сети на 2014;2015 приведен на чертеже № 4 Рассмотрим узкие места сети для определения тех элементов, которые не отвечают требованиям надежности с учетом возросшей нагрузки и нуждаются в корректировке к рассматриваемому периоду:

Проверка сечений по экономической плотности приведена в табл. 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Проверка сечений по экономической плотности

Из результата расчета максимального режима видим, что линии 220кВ имеют экономическую плотность не превышающую jф/jэ? 2, что говорит о том, что потери в линиях 220кВ при данных нагрузках остаются также сравнительно небольшие.

Произведем анализ загрузок автотрансформаторов и трансформаторов подстанций предприятия.

Данные по расчету коэффициенту нагрузок автотрансформаторов для существующего режима максимальных нагрузок представлены в табл. 4.1.2.

Таблица 4.1.2 Проверка нагрузок автотрансформаторов

Как видим, из приведенных данных в табл. 4.1.2. что загрузка автотрансформаторов не превышает 71%. Это свидетельствует о нормальной загрузки автотрансформаторов в режиме максимальных перспективных нагрузок 2015 года.

Так же видим что, коэффициент загрузки автотрансформаторов реконструируемых и вновь вводимой подстанции будет равен:

— ПС Северная — 0,377

— ПС Правобережная — 0,522.

— ПС Пашная -0,124

Это подтверждает, что на данных подстанциях мощность автотрансформаторов выбрана правильно.

Ниже приведены элементы электрической сети, работающие в нормальном режиме с коэффициентом загрузки более 0,60,которые необходимо будет проверить в послеаварийных режимах:

1) Автотрансформаторы 500/220кВ АТ-1,3 ПС 500кВ Липецкая работают с коэффициентом загрузки 0,662.(см. рис. 4.1.1)

Рис. 4.1.1 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета перспективного режима на 2015 год ПС Липецкая

2). Автотрансформаторы 500/220кВ АТ-1,2 ПС 500кВ Борино работают с коэффициентом загрузки 0,656.(рис. 4.1.2)

Рис. 4.1.2 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета перспективного режима на зимний максимум 2015 год ПС Борино

3). Автотрансформаторы 220/110кВ АТ-1,2 ПС 220кВ Новая работают с коэффициентом загрузки АТ 1−0,71, АТ-2 0,603.(см. рис. 4.1.3)

Рис. 4.1.3 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета перспективного режима на зимний максимум 2015 год ПС Новая

4). Автотрансформаторы 220/110кВ АТ-1,2 ПС 220кВ Дон работают с коэффициентом загрузки АТ1- 0,649, АТ-2 0,811.(см. рис. 4.1.4)

Рис. 4.1.4 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета перспективного режима на зимний максимум 2015 год ПС Дон

5). Автотрансформаторы 220/110кВ АТ-3 ПС 220кВ «Елецкая» работает с коэффициентом загрузки АТ1−0,728. (см. рис. 4.1.5)

Рис. 4.1.5 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета перспективного режима на зимний максимум 2015 год ПС-220кВ Елецкая.

6). Наиболее загруженными линиями, согласно расчету оказались ВЛ-220кВ Правобережная левая, Правобережная правая коэффициент загрузки равен 0,558 (смотри рис. 4.1.6)

Рис. 4.1.6 Коэффициент загрузки ВЛ-220кВ Правобережная левая, правая Согласно расчету установившегося режима, получены следующие данные по балансу активной и реактивной мощности (табл. 4.1.3.) и структуре потерь мощности энергосистемы на зимний максимум 2015 года (табл. 4.1.4.).

Таблица 4.1.3.

Таблица 4.1.4.

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

Как видно из полученного значения доля потерь в балансе активной мощности незначительна и по сравнению с потерями на 2009 годом уменьшилась. Доля потерь в балансе реактивной мощности составляет:

Потоки мощности и уровни напряжения для данного режима приведены на листе 3 графического материала дипломного проекта. Максимальные и минимальные уровни напряжения приведены также в табл. 4.1.5.

Таблица 4.1.5 Минимальные и максимальные уровни напряжений

Расчеты уровней напряжения показали соответствие уровней напряжения на шинах потребителя принятым нормам (±5%), и Оценивая в целом результаты режима работы сети и состояние загрузки её основных элементов, а также уровни напряжения в узлах и перетоки мощности в ветвях, можно сделать вывод о том, что данная сеть вполне обеспечивает всех потребителей требуемой мощностью и необходимым качеством электроэнергии.

4.2 Расчет и анализ установившегося режима минимальных нагрузок режима летнего выходного дня 2015 г.

Данный режим выполнен по той же схеме замещения, что и режим максимальных нагрузок, при нагрузках соответствующих летнему режимному дню.

Максимальные и минимальные уровни напряжения ПС-500кВ приведены в табл. 4.2.1.

Таблица 4.2.1 Максимальные и минимальные уровни напряжения режима летнего выходного дня

Уровни напряжений в узлах являются приемлемыми по требованиям ПУЭ и не превышают длительно допустимого.

Таблица 4.2.2 Результаты расчета загрузки автотрансформаторов летнего выходного дня

Как видим, из приведенных данных в табл. 4.2.2. что загрузка автотрансформаторов не превышает 65%.Это свидетельствует о нормальной загрузки автотрансформаторов в режиме загрузки автотрансформаторов летнего выходного дня.

Таблица 4.2.3 Проверка сечений проводов по экономической плотности

Из результата расчета максимального режима видим, что линии 220кВ имеют экономическую плотность не превышающую jф/jэ? 2, что говорит о том, что потери в линиях 220Кв при данных нагрузках остаются также сравнительно небольшие.

Согласно расчету установившегося режима, получены следующие данные по балансу активной и реактивной мощности (табл. 4.2.4.) и структуре потерь мощности энергосистемы на летний минимум выходного дня 2015 года (табл. 4.2.5.).

Таблица 4.2.4.

Таблица 4.2.5.

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

Как видно из полученного значения доля потерь в балансе активной мощности незначительна.

Доля потерь в балансе реактивной мощности составляет:

Оценивая в целом результаты режима работы сети и состояние загрузки её основных элементов, а также уровни напряжения в узлах и перетоки мощности в ветвях, можно сделать вывод о том, что данная сеть обеспечивает всех потребителей требуемой мощностью и необходимым качеством электроэнергии.

4.3 Анализ послеаварийных режимов сети Расчет установившихся послеаварийных режимов выполнен по расчетной схеме для зимнего максимума нагрузок 2015 года. Рассмотрены послеаварийные режимы, выявленных в предыдущем разделе возможных «узких мест сети» и другие, возможные послеаварийные режимы сети, для определения тех элементов, которые не отвечают требованиям надежности, с учетом возросшей нагрузки и нуждающихся в корректировке к рассматриваемому периоду:

Рассмотрены следующие режимы работы сети:

4.3.1 Послеаварийный режим — отключение одного АТ на ПС 500кВ Липецкая При отключении АТ-1или АТ-3 будет происходить перегрузка оставшегося в работе АТ-1или АТ-3 (см рис. 4.3.1) с коэффициентом перегруки 1,23. На остальных элементах сети перегрузок не происходит Рис. 4.3.1 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 500кВ Липецкая зимний максимум 2015 год.

Учитывая начальную загрузку автотрансформатора 0,662, систему охлаждения типа ДЦ, а также тот фактор, что рассматриваемый режим приходится на зимний период (температура окружающего воздуха минус 15С) по определяем, что подобная загрузка автотрансформатора допускается в течение суток. Таким образом, при невозможности ликвидировать аварийную ситуацию в течение суток, оставшийся в работе автотрансформатор необходимо разгрузить.

Рассматривая весь участок сети (см. рис приложения) видим, что при отключении АТ-1 на ПС-500кВ Липецкая перегрузки на остальных участках сети не происходит.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима. Полученные значения приведены в табл. 4.3.2.

Таблица 4.3.2 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Как видно уровни напряжений, не соответствуют существующим нормам. Для повышения уровней напряжения отключаем шунтирующий реактор на ПС-500 Липецкая и шунтирующий реактор на ПС-500кВ Борино.

Произведем проверку уровней, после выполнения мероприятий для повышения напряжений.

Таблица 4.3.3 Максимальные и минимальные уровни напряжений после выполнения режимных мероприятий

Как видим уровни напряжений, соответствуют существующим нормам.

4.3.2 Послеаварийный режим — отключение одного АТ на ПС 500кВ Борино При отключении АТ-2, (см. рис. 4.3.2) оставшийся в работе АТ-1 работает с коэффициентом загрузки 0,95без перегрузки.

Как видно, из схемы, для данного режима (см. приложение 2 рис.4) коэффициенты загрузок остальных элементов сети не превышают 0,8, т. е являются длительно допустимыми.

Рис. 4.3.2 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 500кВ Борино зимний максимум 2015 год.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима. Полученные значения приведены в табл.4.3.4.

Таблица 4.3.4 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Как видим уровни напряжений, не соответствуют существующим нормам. Для повышения уровней напряжения отключаем шунтирующий реактор на ПС-500 Липецкая и шунтирующий реактор на ПС-500кВ Борино.

Произведем еще раз проверку уровней напряжений, после выполнения мероприятий для повышения напряжений.

Таблица 4.3.5 Максимальные и минимальные уровни напряжений после выполненных режимных мероприятий

Уровни напряжений, соответствуют существующим нормам.

4.3.3 Послеаварийный режим — отключение одного АТ на ПС 220кВ Новая При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки на АТ-1 составит -1,39 (см. рис. 4.3.5)

Как видно, из схемы для данного режима (см. приложение 2 рис. 5.), коэффициенты загрузок остальных элементов сети не превышают 0,8, т. е являются длительно допустимыми.

Рис. 4.3.5. Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 220кВ Новая зимний максимум 2015 год Учитывая начальную загрузку автотрансформатора 0,602, систему охлаждения типа ДЦ, а также тот фактор, что рассматриваемый режим приходится на зимний период (температура окружающего воздуха минус 15С) по определяем, что подобная загрузка автотрансформатора допускается в течение 2 часов.

Следовательно, во избежание отключения потребителей и для обеспечения требуемых режимов работы требуется установка третьего автотрансформатора типа АТДЦТН-200 000/220/110кВ на ПС-220кВ «Новая «до зимнего максимума 2014;2015года.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

Таблица 4.3.6 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Как видно, уровни напряжений соответствуют существующим нормам.

4.3.4 Послеаварийный режим — отключение одного АТ на ПС 220кВ Дон При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки оставшегося АТ-1 составит -1,57 (см. рис. 4.3.6), что недопустимо по ПТЭ.

Как видно из схемы, для данного режима (см. приложение 2 рис 6) коэффициенты загрузок остальных элементов сети не превышают 0,8.

Следовательно, во избежание отключения потребителей и для обеспечения требуемых режимов работы требуется установка третьего автотрансформатора типа АТДЦТН-125 000/220/110кВ на ПС-220кВ «Дон «до зимнего максимума 2014;2015года.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

Рис. 4.3.6 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 220кВ Дон на зимний максимум 2015 год.

Полученные значения приведены в табл.4.3.6.

Таблица 4.3.6 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Как видим, уровни напряжений соответствуют существующим нормам.

4.3.5 Послеаварийный режим — отключение одного АТ на ПС 220кВ Елецкая Фрагмент из схемы для данного режима представлен на рис 4.3.7

Рис. 4.3.7 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 220кВ Елецкая на зимний максимум 2015 год При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки оставшегося АТ-1 составит -1,07 (см. рис. 4.3.7) и является допустимым более 24 часов.

На остальных элементах схемы для данного режима коэффициент загрузки не превышает 0,7. Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима. Полученные значения приведены в табл. 4.3.7

Таблица 4.3.7 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Уровни напряжений соответствуют нормам.

4.3.6 Послеаварийный режим — отключение одной из линий ВЛ-220кВ Правобережная При отключении одной из линий ВЛ-220кВ Правобережная происходит перегрузка оставшейся в работе линии, с коэффициентом перегрузки 1,13 (см. рис. 4.3.8 и приложение 2 рис.8) В остальной части сети загрузка оборудования сети не превысило 80%.

Рис. 4.3.8. Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением ВЛ-220 кВ Правобережная левая ВЛ-220кВ «Правобережная левая, правая «выполнена проводом марки АС-300, для которого Iд2=690А. В рассматриваемом режиме рабочий ток в оставшейся в работе цепи ВЛ-220кВ Iр2=802А.

Учитывая температуру окружающего воздуха в зимний период -15?С, принимаем поправочный коэффициент К=1,29 [9, табл. 7.13], получим:

Следовательно, по нагреву рассматриваемый режим работы ВЛ-220кВ не допустим.

Однако фактическая плотность тока составляет: 802А/300мм2 = 2,66А/мм2, что превышает предельная экономическую нагрузку для этой линии 1,0А/мм2 более чем в два раза. .

Для улучшения экономических показателей работы линий и для исключения отключения потребителей при перегрузке линий в перспективе 5 лет предлагается построить двухцепную ВЛ 220кВ от ПС-220кВ «Пашная» до ПС-220кВ Правобережная длиной 11 км провод АС-300.

Строительство данной линии позволит перераспределить генерацию от вновь вводимой ТЭС в районе проектируемой ПС-220кВ Пашная .

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

Полученные значения приведены в табл. 4.3.8

Таблица 4.3.8 Максимальные и минимальные уровни напряжений

4.3.7 Послеаварийный режим — отключение двух ВЛ-220кВ Пашная левая, правая Как видно из приложения 2 рис. 9, при отключении двух линий на ПС 220кВ Пашная на оставшимся в работе двух других линиях загрузка составит 14%

Рис. 4.3.9. Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима, с послеаварийным отключением двухцепной линии ВЛ-220 кВ Пашная левая и правая.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима. Полученные значения приведены в табл. 4.3.9.

Таблица 4.3.9 Максимальные и минимальные уровни напряжений

4.4 Расчет и анализ перспективного режима максимальных нагрузок на 2019 год

Расчет перспективного режима на 2019 год произведем с учетом выполненных мероприятий, а именно :

1. Установлен третий автотрансформатор на ПС 220кВ «Новая» мощностью 200 МВА.

2.Установлен третий автотрансформатор на ПС-220кВ «Дон»

3. Выполнена двухцепная линия электропердач между ПС-220кВ Пашная и ПС-220кВ Правобережная.

Таблица 4.4.1 Проверка нагрузок автотрансформаторов

Как видим, из приведенных данных в табл. 4.4.1, что загрузка автотрансформаторов не превышает 57%.Это свидетельствует о нормальной загрузки автотрансформаторов в режиме загрузки и правильности принятых нами решений.