Развитие электрической сети энергорайона

электрический сеть район энергосистема

Электрификация, являющаяся стержнем строительства экономики общества, играет важную роль в развитии всех отраслей народного хозяйства, в осуществлении всего современного технического прогресса. Основой электрификации является развитие электроэнергетики страны. Развитие народного хозяйства и требования научно-технической революции диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных, надежных систем энергоснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами.

Энергетическое хозяйство нашей страны велико, но и спрос на электроэнергию постоянно растет. И поэтому повсеместно на огромной территории нашей страны идет энергетическое строительство.

Развитие электроэнергетических систем, вызываемое ростом электропотребления, осуществляется путем сооружения электрических станций, линий электропередачи, и понижающих подстанций. Потребность в их сооружении выявляется и обосновывается при проектировании развития электроэнергетических систем. При выборе наилучшего варианта развития учитываются критериальные свойства электроэнергетических систем — надежность и качество электроэнергии. Выдача мощности строящихся крупных электростанций предусматривается, как правило, по воздушным линиям электропередачи напряжением 330, 500 и 750 кВ, в связи с чем удельный вес этих линий в общем объеме электросетевого строительства постоянно увеличивается. Наряду с этим продолжается строительство воздушной линии электропередачи 220 кВ и ниже, служащих для распределения электрической энергии. Строятся сверхдальние электропередачи 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока.

В современных условиях широкого внедрения электрической энергии во все отрасли промышленности, обеспечивающего непрерывный технический прогресс, важно уметь правильно выполнить монтаж электрооборудования станций, подстанций и линий электропередачи, уметь правильно эксплуатировать электроустановки. Решение практических задач электроснабжения требует знание передовых методов организации и проведения работ, правил техники безопасности и пользования специальным инструментом и приспособлениями.

Улучшение качества электроэнергии у потребителей, то есть поддержание напряжения на требуемом уровне, является важной народнохозяйственной задачей. По этому для поддержания напряжения применяется один из методов регулирования напряжения, метод регулирования напряжения трансформаторами с РПН, осуществляется изменением коэффициента трансформации путём переключения ответвлений обмоток, то есть ступенчато.

1.Развитие электрической сети энергорайона

1.1 Выбор схемы соединения линий электрической сети

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций, определении числа и мощности трансформаторов на подстанциях и сечений проводов линий электропередачи. Выбор схемы производится на перспективу 5−10 лет.

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих различными свойствами и технико-экономическими показателями.

Таким образом, для развития электрических сетей рассматриваем два варианта топологии электрических сетей представленные на рисунках 4 и 7.

Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.

1.2 Технический расчет существующей сети

Рисунок 1. Карта-схема существующей сети Рисунок 2. Схема существующей электрической сети Рисунок 3. Схема замещения существующей сети.

1.2.1 Определение параметров схем замещений ЛЭП

Параметры линий, состоящих из n цепей, определяются по формулам:

где r₀, х₀ — погонные активное и реактивное сопротивления соответственно, Ом/км;

b₀ — погонная емкостная проводимость, мкСм/км;

l — длина линии электропередачи, км;

n — число цепей.

Таблица 1. Расчетные данные по линиям электропередач

Таблица 2. Параметры схем замещения линии

1.2.2 Определение параметров схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [2], приведены в табл.3

Таблица 3. Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Таблица 4. Параметры схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов

Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.

Таблица 5 Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети

В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.

Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 6.

Таблица 6. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR

Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 7.

Таблица 7. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

Результаты расчета существующей сети приведены в приложении А.

1.3 Технико-экономический расчет первого варианта развития сети

Рисунок 4. Карта-схема первого варианта развития электрических сетей.

1.3.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Нагрузка подстанций:

П/ст А: Р=70 МВт; Q=33.9 Мвар; S=70+ j33.9 МВА;

П/ст Б: Р=45 МВт; Q=23.05 Мвар; S=45+ j23.05 МВА;

П/ст В: Р₁=50 МВт; Q₁=44,09 Мвар; S₁=50+j44.09 МВА;

Р₂=30 МВт; Q₂=30.6 Мвар; S₂=30+j30,6 МВА;

П/ст Г: Р=20 МВт; Q=23.38 Мвар; S=20+ j23.38 МВА;

П/ст Д: Р=18 МВт; Q=13.5 Мвар; S=18+ j13.5 МВА;

П/ст М: Р=24 МВт; Q=16.75 Мвар; S=24+ j16.75 МВА;

Потокораспределение по новым линиям:

ЛЭП В-Д: S_В-Д=S_Д=18+ j13.5 МВА;

ЛЭП Б-М: S_Б-М=S_М=24+ j16.75 МВА;

Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, что все линии двухцепные, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по /1/, /2/ (таблица 8).

Таблица 8. Номинальное напряжение ЛЭП

1.3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линии электропередачи В-Д выбираются железобетонные, а опоры линии Б-М — металлические.

Расчетная токовая нагрузка для новых линий определяется по выражению:

где — максимальная мощность, протекающая по линиям в условиях нормальной работы, кВА;

?_i — коэффициент увеличения тока при эксплуатации (1.05);

n — количество цепей линий электропередачи.

Расчетный ток в линии В-Д:

Расчетный ток в линии Б-М:

Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.

Таблица 9. Расчетные токи в линиях

Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в соответствии с методическими указаниями /3/, по таблице 3 /1/ зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

В таблице 10 приведены выбранные сечения.

Таблица 10. Выбранные сечения ЛЭП

Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т. е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.

I_рм=2I_р.

ЛЭП В-Д: I_рм=2•62,1=124,2 А Для провода АС-70 допустимый ток I_доп=265 А

I_доп> I_рм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Б-М: I_рм=2•40,3=80,6 А Для провода АС-240 допустимый ток I_доп=610 А

I_доп> I_рм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 11. Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Таблица 11. Расчетные данные по линиям электропередачи

1.3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

S_тр=(0,65−0,7)S_Д=(0,65−0,7)=(0.65−0.7) 18/0.8=(14.625−15.75) МВА Выбираем трансформаторы ТДН — 16/110

На подстанцию М предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

S_тр=(0,65−0,7)S_М=(0,65−0,7)=(0.65−0.7) 24/0.82=(19.045−20.51) МВА Выбираем трансформаторы ТДТН — 25/220

Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника /4/, приведены в таблице 12.

Таблица 12. Параметры выбранных трансформаторов

1.3.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /2/, /3/, выбираем следующие схемы подстанций:

п/ст Д — мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;

п/ст М — мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;

Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 5.

Рисунок 5. Схема первого варианта развития электрической сети

1.3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети первого варианта развития изображается на рисунке 6. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора? Р_ХХ, ?Q_ХХ соответственно.

Таблица 13. Параметры схем замещения ЛЭП

Рисунок 6. Схема замещения первого варианта развития сети.

Таблица 14. Параметры схем замещения трансформаторов

Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.

Таблица 15. Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети

В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.

Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 16.

Таблица 16. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR

В данном случае в качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел № 1. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 17.

Таблица 17. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчетов максимального режима работы первого варианта развития приводится в приложении А

1.3.6 Балансы мощности

Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле № 1 и в узле № 10:

Р_П=Р_ген1 + Р_ген10 = 226,5+40,0=266,5 МВт.

В соответствии с заданным условием баланс Р_гс?Р_П выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле № 1 и в узле № 10:

Q_П=Q_ген1+Q_ген10 =125,6+20=145,6 Мвар.

Максимальная располагаемая мощность:

Q_гс = Р_П•tg? = 266,5•0.62 = 165,23 Мвар.

Условие Q_гс?Q_П выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

1.3.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

где К_удi — стоимость 1 км линии i /2/;

l — длина линии, км;

m — количество линий.

Таблица 18. Параметры линий электропередач

Подставив численные значения в формулу, получим:

К_л?=113 920+202620=316 540 тыс. руб.

При определении К_уд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:

где К_ячi — стоимость ячеек распределительных устройств /2/;

К_трi — стоимость трансформаторов /2/;

К_постi — постоянная часть затрат /2/;

n — число подстанций.

п/ст Д: К_пс=6000+2•3150+10 500=22800 тыс. руб.

п/ст М: К_пс=14 000+2•7400+18 000=46800 тыс. руб.

К_пс?=22 800+46800=69 600 тыс. руб.

К=К_л?+К_пс?=316 540+69600 =386 140 тыс. руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

где а_ал — амортизационные отчисления на линии электропередачи;

а_ол — отчисления на обслуживание линий электропередачи;

а_ап — амортизационные отчисления на подстанции;

а_оп — отчисления на обслуживание подстанций.

Пользуясь справочными данными /2/, определяем соответствующие издержки:

И_Л=0,31 113 920+0,28 202 620=9204,88 тыс. руб.

И_ПС=0,9 422 800+0,8 446 800=6074,4 тыс. руб.

И?=9204,88+6074,4=15 279,28 тыс. руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

З_пот=З_э??Э'+ З_э?'?Э''

Определим величину переменных потерь электроэнергии:

?Э'=???Р_макс

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

??Р_макс=7,335+1,587=8,921 МВт

?Э'=3411•8,921•10³=30 429,5•10³ кВт•ч.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии:

?Э''=Т_р ??Р_хх

Потери активной мощности?? Р_хх берутся как сумма? Р_хх всех трансформаторов в сети.

??Р_хх=0,416 МВт.

?Э''=8760•0.416•10³ =3644,16•10³ кВт•ч.

Значения З_э? и З_э'' определяются по соответствующим зависимостям [2]:

З_э?=1,10 руб/кВт•ч;

З_э''=0,88 руб/кВт•ч;

З_пот=1,10•30 429,5•10³ + 0,88•3644,16•10³=36 679,36 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И=И'+З_пот=15 279,28 + 36 679,36 =51 958,64 тыс. руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

З=Е_н•К+И, где Е_н — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Подставив численные значения в формулу, получим:

З=0.12•386 140+51958,64=98 295,44 тыс. руб.

1.4 Технико-экономический расчет второго варианта развития сети

Рисунок 7. Карта-схема второго варианта развития электрических сетей.

1.4.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Нагрузка новых подстанций та же, что и в первом варианте_.

Потокораспределение по новым линиям:

Для определения потокораспределений в кольце Б-Д-В Б-М-Г приближенно принимаем равенство напряжений в точках питания В и Б, Б и Г. Выполняем расчет потокораспределения относительно этих точек питания в соответствующих линиях с двухсторонни питанием.

Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, выбираем номинальное напряжение ЛЭП [1],. Выбранные напряжения для новых линий приведены в таблице 19.

Таблица 19. Напряжения новых ЛЭП

1.4.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линий электропередачи .

Расчетная токовая нагрузка для новых линий.

Расчетный ток в линии Г-М:

Расчетной ток в линии М-Б:

Расчетной ток в линии В-Д:

Расчетной ток в линии Д-Б:

Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальные напряжения ЛЭП /2/.

Таблица 20. Выбранные сечения ЛЭП

Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

При выходе из строя одной из питающей линии по оставшиеся должна передаваться прежняя мощность, т. е. ток будет равен сумме токов питающих линий:

I_рм=I_р1+I_p2.

ЛЭП Г-М: I_рМ=I_рГ-М+ I_рМ-Б=34,2 + 46,6 = 80,8 А.

Для провода АС-240 допустимый ток

I_доп=610 А; I_доп>I_рМ, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП М-Б: I_рМ=I_рМ-Б+ I_рМ-Б= 34,2 + 46,6 = 80,8 А.

Для провода АС-240 допустимый ток

I_доп=610 А; I_доп>I_рМ, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП В-Д: I_рМ=I_рВ-Д+I_рД-Б=33,1+57,9 = 91 А.

Для провода АС-70 допустимый ток

I_доп=265 А; I_доп>I_рМ, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Д-Б: I_рМ=I_рВ-Д+I_рД-Б=33,1+57,9 = 91 А.

Для провода АС-150 допустимый ток

I_доп=265 А; I_доп>I_рМ, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

Таблица 21. Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами

1.4.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанциях М и К выбираем такие же трансформаторы, как и в первом варианте, т.к. расчетные условия не меняются.

1.4.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /1/, /2/, выбираем схемы подстанций:

п/ст М и К — такие же как в первом варианте.

Рисунок 8. Схема второго варианта развития электрической сети

1.4.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети второго варианта развития изображена на рисунке 9.

Расчет параметров схем замещений элементов сети приведены в приложении А.

Таблица 22. Параметры схем замещения элементов сети, отсутствующих в первом варианте

Параметры схем замещения трансформаторов такие же, как в первом варианте.

Рисунок 9. Схема замещения второго варианта сети.

Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных по узлам не изменяется информация по узлам.

Данные по ветвям корректируются в соответствии с таблицей 23.

Таблица 23. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети приводится в приложении А.

Анализ результатов расчета показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяет сделать предварительное заключение о работоспособности выбранного второго варианта развития электрической сети.

1.4.6 Балансы мощности

Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле № 1 и в узле № 10:

Р_П=Р_ген1 + Р_ген10 = 224,1 + 40 = 264,1 МВт.

В соответствии с заданным условием баланс Р_гс?Р_П выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле № 1 и в узле 10:

Q_П=Q_ген1 + Q_ген10 = 117,7 + 20 = 137,7 Мвар.

Максимальная располагаемая мощность:

Q_гс= Р_П•tg? = 264,1•0.62 = 163,742 Мвар.

Условие Q_гс?Q_П выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

1.4.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

Таблица 24. Параметры линий электропередач

Подставив численные значения в формулу, получим:

К_л?=84 600 + 62 040 + 33 600 + 38 400 = 218 640 тыс. руб.

При определении К_уд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:

где К_ячi — стоимость ячеек распределительных устройств /2/;

К_трi — стоимость трансформаторов /2/;

К_постi — постоянная часть затрат /2/;

n — число подстанций.

п/ст Д: К_пс=6000+2•3150+10 500=22800 тыс. руб.

п/ст М: К_пс=14 000+2•7400+18 000=46800 тыс. руб.

К_пс?=22 800+46800=69 600 тыс. руб.

К=К_л?+К_пс?=218 640 + 69 600 =288 240 тыс. руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

И_Л=0,031(33 600+38400)+0,028(84 600+62040)=6337,92 тыс. руб.

И_ПС=0,9 422 800+0,8 446 800=6074,4 тыс. руб.

И?=6337,92 + 60 474,4= 12 412,3 тыс. руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии.

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

??Р_макс = 5,605 + 1,543 = 7,148 МВт;

Из расчетов первого варианта принимаем t=3411 ч.

?Э'=3411•7,148•10³=24 269,27•10³ кВт•ч.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии.

Потери активной мощности?? Р_хх берётся как сумма? Р_хх всех трансформаторов в сети.

??Р_хх = 0.466 МВт;

?Э''=8760•0.416•10³=3644,16•10³ кВт•ч.

Значения З_э? и З_э'' определяются по соответствующим зависимостям:

З_э?=1,10 руб/кВт•ч;

З_э''=0,88 руб/кВт•ч;

З_пот=1,10•24 269,27•10³ + 0,88•3644,16•10³ =29 903,06 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И=И' + З_пот= 12 412,3 + 29 903,06 = 42 315,36 тыс. руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:

З=Е_н•К+И=0.12•288 240 + 42 315,36 = 76 904,16 тыс. руб.

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

Таблица 25. Результаты технико-экономического сравнения вариантов

Как следует из табл.25, более выгодным является 2-ой, так как З₁З_2. Поэтому к исполнению принимается 2-ой вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчеты.

1.6 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети первого варианта

Минимальный режим

Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения в соответствии с методически указаниями: изменяем напряжение базисного узла на 5%, уменьшаем значения нагрузок в узлах (новые нагрузки в соответствии с заданием, все остальные на 50%).

Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 26.

Таблица 26. Вносимые изменения для расчета минимального режима

Напряжение в базисном узле для минимального режима U_БУ=230 кВ.

Как показывает анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети.

Расчет минимального режима приводится в приложении А.

Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении линии Л-6.

Таблица 27. Исходные данные в соответствии с требованиями программы RASTR

Таблица 28. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR

Результаты расчета послеаварийного режима после корректировки напряжения приведены в приложении А.

Анализ результатов расчета послеаварийного режима показывает, что этот режим приемлем для сети, однако его параметры существенно изменились. В частности, суммарные потери мощности в сети возросли, уровни напряжений снизились.

1.7 Анализ режимов сети

1.7.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети

Линии электропередачи.

Таблица 29. Данные для проверки условия перегрузки линий

Значения I_Э взяты из справочного пособия /2/, а значения I_макс берутся из распечатки результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети.

Эти данные показывают, что для всех линий условие 2I_Э?I_макс выполняется, поэтому усиление сети не требуется.

Трансформаторы.

Таблица 30. Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов

Сравнение показывает, что для всех трансформаторов условие S_ном?0.65•S_пс выполняется, поэтому замена существующих трансформаторов не требуется.

1.7.2 Регулирование напряжений на подстанции

Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.

Таблица 31. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформаторов

1.8 Основные технико-экономические показатели сети

Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.

Таблица 32. Капитальные затраты на ЛЭП

Суммарные капитальные затраты на линии:

К_л? = 105 000 + 95 200 + 103 200 + 52 500 + 63 000 + 25 800 + 21 000 + 38 400 + 33 600+84600+62 040 =684 340 тыс. руб.

Капитальные затраты на подстанции

Все существующие подстанции имеют схемы с двумя несекционированными системами сборных шин.

ЦП: К_пс = 5•4500 = 22 500 тыс. руб;

п/ст А: К_пс = 4•4500 + 3•1750 + 2•16 600 + 26 000 = 82 450 тыс. руб;

п/ст Б: К_пс = 6•4500 + 3•1750 + 2•12 650 + 26 000 = 83 550 тыс. руб;

п/ст В: К_пс = 5•1750 + 4450+2•8250 + 10 500 = 37 750 тыс. руб;

п/ст Г: К_пс = 4•4500 + 2•8450+ 18 000 = 52 900 тыс. руб;

п/ст К: К_пс = 50 300 тыс. руб.

п/ст М: К_пс = 26 300 тыс. руб.

Капитальные суммарные затраты на подстанциях 220 и 110 кВ:

К_пс?220 =22 500+ 82 450+ 83 550 + 52 900+50300 =291 700 тыс. руб;

К_пс?110 = 37 550+ 26 300 =63 850 тыс. руб;

Ежегодные эксплутационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

И_Л=0,031(25 800+21000+38 400+33600)+0,028(105 000+95200+103 200+ 52 500+63000+84 600+62040)=19 517,92 тыс. руб.

И_ПС=0,094(37 550+26300)+0,084(22 500+82450+83 550+52900+

50 300)=30 504,7 тыс. руб.

И' = 19 517,92 + 30 504,7 = 50 022,62 тыс. руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

З_пот = 29 903,06 тыс. руб.

Количество электрической энергии, полученной потребителями за год:

Э_год=Р_максiТ_нбi=5000(45+20+70+50+30+18+16+8)=1,2810⁶ кВтч Себестоимость передачи электроэнергии:

2. Расчеты допустимых перетоков мощности

2.1 Понятие о статической устойчивости

В рассматриваемых простейших условиях признаком устойчивости системы является такой характер изменения мощностей и моментов при небольшом отклонении от состояния равновесия, который вынуждает систему вновь возвращаться к исходному состоянию. В режиме работы в точке а (рис. 10), мощности генератора, и турбины уравновешивают друг друга. Если допустить, что угол _a получает небольшое приращение, то мощность генератора, следуя синусоидальной зависимости от угла, также изменится на некоторую величину Р, причем, как вытекает из рис. 10, в точке а положительному приращению угла соответствует также положительное изменение мощности генератора Р. Что же касается мощности турбины, то она не зависит от угла и при любых изменениях последнего остается постоянной и равной Р_о. В результате изменения мощности генератора равновесие моментов турбины и генератора оказывается нарушенным и на валу машины возникает избыточный момент тормозящего характера, поскольку тормозящий момент генератора в силу положительного изменения мощности Р преобладает над вращающим моментом турбины.

Под влиянием тормозящего момента ротор генератора начинает замедляться, что обусловливает перемещение связанного с ротором вектора э. д. с. генератора Е в сторону уменьшения угла. В результате уменьшения угла вновь восстанавливается исходный режим работы в точке а и, следовательно, этот режим должен быть признан устойчивым. К тому же выводу можно прийти и при отрицательном приращении угла в точке а.

Совершенно иной получается картина в точке b. Здесь положительное приращение угла сопровождается не положительным, а отрицательным изменением мощности генератора Р. Изменение мощности генератора вызывает появление избыточного момента ускоряющего характера, под влиянием которого угол не уменьшается, а возрастает. С ростом угла мощность генератора продолжает падать, что обусловливает дальнейшее увеличение угла и т. д. Процесс сопровождается непрерывным перемещением вектора э. д. с. Е относительно вектора напряжения приемной системы U (рис.7) и станция выпадает из синхронизма. Таким образом, режим работы в точке b статически неустойчив и практически неосуществим.

Рисунок 10. Изменение мощности при приращении угла Рисунок11. Выпадение из синхронизма Рисунок 12. Зависимость синхронизирующей мощности от угла Под статической устойчивостью, вообще говоря, понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении. Статическая устойчивость является необходимым условием существования установившегося режима работы системы, но отнюдь не предопределяет способности системы продолжать работу при резких нарушениях режима, например при коротких замыканиях.

Итак, точка а и любая другая точка на возрастающей части синусоидальной характеристики мощности отвечают статически устойчивым режимам и, наоборот, все точки падающей части характеристики статически неустойчивым. Из приведенных выше соображений, характеризующих условия работы системы, непосредственно вытекает следующий формальный признак статической устойчивости рассмотренной простейшей системы: приращения угла и мощности генератора Р должны иметь один и тот же знак, т. е. Р / > 0 или, переходя к пределу,dP/d >0(2)

Производная dP/d, как известно, носит название синхронизирующей мощности, и, следовательно, критерием статической устойчивости системы в рассмотренных условиях является положительный знак синхронизирующей мощности. Производная мощности по углу согласно (1) равна, очевидно,

dP/d ЕU/ x_c cos (3)

она положительна при < 90° (рис.8). В этой области и возможны устойчивые установившиеся режимы работы системы. Критическим с точки зрения устойчивости в рассматриваемых условиях (при чисто индуктивной связи генератора с шинами приемной системы) является значение угла = 90°, когда достигается максимум характеристики мощности.

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (K_P) вычисляется по формуле:

где

P_пр — предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;

Р — переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

P_нк — амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р P_нк).

Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах, P_зап= P_пр — (P + ?Р_нк).

Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе, частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:

где

P_н1, P_н2, МВт, — суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K,, принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.

Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может быть распределена по частичным сечениям в соответствии с коэффициентами распределения мощности в этом сечении.

В случае оперативного (неавтоматического) изменения уставок ограничителей (регуляторов) перетоков при аварийном изменении схемы сечения их действие в послеаварийном режиме не учитывается. Для всех режимов допускается принимать величину P_нк для режима максимальных нагрузок.

Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторой группы параметров позволяют достичь границы области статической устойчивости.

Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по разные стороны рассматриваемого сечения. Значение Р_пр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.

Рассматриваются как правило сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т. е. такие, при которых частота остается практически неизменной.

Перетоки, предельные по статической устойчивости, и перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов), допустимой в течение 20 мин.

Бoльшую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за допустимое время, благодаря снижению перетока в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т. п.).

В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.

При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры включатся в число контролируемых.

В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности, значения углов между векторами напряжений по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров устанавливаются на основе расчетов.

Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в табл.33.

Таблица 33. Показатели устойчивости

2.2 Расчеты допустимых перетоков мощности по статической устойчивости

1 Режим — Исходный режим

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице

Таблица 34. Максимально допустимый переток мощности по сечению

Таблица 35 Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий

Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости

Таблица 36. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»

Таблица 37. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»

Допустимый переток мощности:

Предел нерегулярных колебаний:

2 Режим — Аварийное отключение линии Центр 220 — Тверская

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице Таблица 38. Максимально допустимый переток мощности по сечению

Таблица 39. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости Таблица 40. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»

Таблица 41. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»

Предел нерегулярных колебаний:

Допустимый переток мощности:

3 Режим — Аварийное отключение линии Центр 220 — Горячий Ключ

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице Таблица 42. Максимально допустимый переток мощности по сечению

Таблица 43. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости Таблица 44. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»

Таблица 45. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»

Предел нерегулярных колебаний:

Допустимый переток мощности:

2.3 Расчеты допустимых перетоков мощностипо токовой загрузке ВЛ

После применения метода «Утяжеления режима» допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ резко возрос. Найдем допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для заданных режимов.

1 Режим — Исходный режим

Контролируемый параметрлиния Центр 220 — Тверская Таблица 46. Допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для линии Центр 220 — Тверская

Рис. 13 Зависимость максимально допустимых перетоков мощности от температуры в исходном режиме

2 Режим — Аварийное отключение линии Центр 220 — Тверская

Контролируемый параметр — линия Центр 220-Горячий Ключ Таблица 47. Допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для линии Центр 220-Горячий Ключ

Рис. 14 Зависимость максимально допустимых перетоков мощности от температуры в режиме аварийного отключения линии Центр220-Тверская