Расчет и анализ режима электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выполнение расчетов и анализа режима существующей сети

Электрическая сеть обеспечивает передачу мощностей и энергии от источников питания к потребителям. Режим работы сети характеризуется состоянием сети, конфигурацией прокладки линий, величинами потребляемой и генерируемой мощностей, электрическими параметрами сети. Установившийся режим работы электрической сети является допустимым, если не нарушены ограничения, наложенные на режимные параметры (токи, мощности, напряжения и т.д.), характеризующие работу сети и отдельных ее элементов, а также требования устойчивости ЭЭС. В зависимости от состояния схемы и ее элементов различают нормальный и послеаварийный режимы. Нормальным режимом является такой установившийся режим, когда схема находится в запланированном состояние, т.е. все элементы сети работают с запланированными нагрузками. Послеаварийный режим считается установившимся режимом работы сети, возникший в результате планового или аварийного отключения элементов сети.

Расчет установившегося режима электрической сети выполняется для определения:

загрузки элементов электрической сети, соответствующей пропускной способности;

расчета потока мощности;

сечения проводов;

уровня напряжения в узлах и мероприятия по обеспечению требуемого уровня;

значения потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сетей и оценки эффективности мероприятий по снижению потерь.

Для анализа работы электрической сети проводится расчет нормального режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима максимальных нагрузок.

1.1 Составление схемы замещения для расчета установившихся режимов существующей электрической сети

Расчетная схема замещения составляется согласно эксплуатационной схеме и на основании данных о подстанциях и линиях электропередачи, из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов и автотрансформаторов. В качестве узлов в расчетной схеме использованы шины 6, 10, 35, 110 и 220 кВ, шины подстанций и электростанции. В узлах заданы нагрузки потребителей и номинальное напряжение той ступени трансформации, на которой они находятся.

Для обозначения узлов им присвоены порядковые номера и имена, соответствующие названиям подстанции.

Ветви в расчетной схеме представлены комплексными сопротивлениями, рассчитанными по характеристикам воздушных линий электропередачи. Ветви расчетной схемы соединяют узлы в соответствии с принятой схемой электрической сети.

В качестве балансирующих узлов приняты шины КоГРЭС 220 кВ и шины Угличской ГЭС 220 кВ.

Источники активной и реактивной мощностей в схеме замещения задаются постоянной генерируемой мощностью. При расчетах потокораспределения нагрузка учитывается постоянными активной и реактивной мощностями. Воздушные линии электропередачи заданы активными и реактивными сопротивлениями. Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы представлены трехлучевой схемой замещения. Каждый луч схемы замещения задан активным, реактивным сопротивлениями и коэффициентом трансформации.

В результате расчета определяются уровни напряжения в узлах расчетной схемы электрической сети, потоки и потери мощности в ветвях расчетной схемы и коэффициенты загрузки элементов расчетной схемы. Исходные данные и результаты расчета могут быть представлены в соответствующих таблицах или отображены в виде надписей на расчетной схеме.

Кроме того, на расчетной схеме отображено текущее состояние коммутационных аппаратов начала и конца каждой ветви, а так же фактические связанности узлов и ветвей с соответствующими балансирующими узлами.

1.2 Анализ режимов работы существующей сети

Как уже отмечалось ранее, режим работы энергосистемы характеризуется ее состоянием схемы и отдельных элементов, величинами потребляемой и генерируемой мощности, электрических параметрах в отдельных узлах (тока, напряжения, мощности). В зависимости от состояния схемы и ее элементов различают нормальные и послеаварийные режимы.

Расчет установившихся режимов работы Ярославской электрической сети произведен для зимнего максимума нагрузок, минимума нагрузок, послеаварийных режимов и режима перспективных нагрузок. Данные режимы работы Ярославской электрической сети являются допустимыми, если не нарушены ограничения, наложенные на режимные параметры, характеризующие работу системы и отдельных ее элементов.

Загрузка воздушных линий в нормальных и послеаварийных режимах не должна превышать значений допустимой токовой нагрузки по условиям длительного нагрева. При этом должно выполняться условие

I_ДОП > I_РАСЧ, (1.1)

К_загр ?1, (1.2)

где I_ДОП - допустимый продолжительный ток, А;

I_РАСЧ - расчетный ток ветви, А.

Проверка загрузки линий по условиям (1.1) и (1.2) позволит оценить увеличение потерь активной мощности и энергии в конкретной воздушной линии за счет увеличения ее нагрузки.

Анализ загрузки трансформаторов выполняется при условии

S_РАСЧ < S_НОМ, (1.3)

где S_РАСЧ - расчетная мощность, протекающая через трансформатор, МВА;

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

На вторичных шинах понижающих подстанций необходимо выполнение условий:

1) режим максимальных нагрузок ; (1.4)

2) режим минимальных нагрузок ; (1.5)

3) послеаварийный режим ; (1.6)

где -напряжение на шинах подстанции, кВ;

-номинальное напряжение сети, кВ.

На шинах 6, 10, 35, 110, 220 кВ максимальные уровни напряжений по условиям работы изоляции не должны превышать номинальных значений более чем на 10% [1].

В данном дипломном проекте выполнен анализ следующих режимов работы Ярославских электрических сетей:

режим наибольших нагрузок;

режим наименьших нагрузок;

послеаварийный режим 1 (отключение ВЛ-220 кВ «МоторДеталь-Тверицкая»);

послеаварийный режим 2 (отключение ВЛ-220 кВ «КоГРЭС-Ярославская»);

послеаварийный режим 3 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ2-ТЭЦ3»);

послеаварийный режим 4 (отключение ВЛ-110 кВ «Тутаев-ТЭЦ-2»);

послеаварийный режим 5 (отключение Т1 на ПС «Полиграф»);

послеаварийный режим 6 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ3-Яр.Главный»);

послеаварийный режим 7 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ3-Перекоп»);

послеаварийный режим 8 (отключение ВЛ-110 кВ «Ярославская-Ярцево»);

послеаварийный режим 9 (отключение ВЛ-110 кВ «Перекоп-Яр.Главный»);

режим перспективных нагрузок.

Анализ результатов расчета режимов работы существующей сети приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

1.2.1 Анализ установившегося режима наибольших нагрузок

Расчет режима зимнего максимума нагрузок показал, что большинство линий являются недогруженными, наиболее загруженными являются линии: ВЛ-110 кВ «Северная»-«ТЭЦ1» (К_загр.=0,53), ВЛ-110 кВ «ТЭЦ3»-«НПЗ» (К_загр.=0,5), ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-3»-«Перекоп» (К_загр.=0,49), ВЛ-110 кВ «НПЗ»-«Полиграф» (К_загр.=0,49), ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-2»-«Депо» (К_загр.=0,39), ВЛ-220 кВ «МоторДеталь»-«Тверицкая» (К_загр.=0,3). Есть линии, которые имеют низкую загрузку, такие как: ВЛ-110 кВ «Южная»-«Чайка» (К_загр.=0,03), ВЛ-110 кВ «Институтская»-«Южная» (К_загр.=0,05).

Анализ загрузки трансформаторов на ПС показал, что наиболее загруженными являются трансформаторы установленные на ПС: «Роща» (К_загр.=0,64), «Депо» (К_загр.=0,5), «Толга» (К_загр.=0,8), «Полиграф» ( К_загр.=0,63), «Перекоп» (К_загр.=0,5), «Чайка» (К_загр.=0,39), «Тверицкая» (К_загр.=0,7). На остальных подстанциях трансформаторы имеют низкий коэффициент загрузки, не превышающий 0,4.

Уровни напряжения в узлах сети 220 кВ составляют 219-224 кВ. Уровни напряжения в узлах сети 110 кВ соответствуют требованиям ПУЭ и составляют 115-117 кВ. Уровни напряжения в сетях 6-10 кВ составляют не менее 1,05U_ном, и в то же время трансформаторы имеют запас по регулированию коэффициента трансформации.

Баланс мощности сети выглядит следующим образом:

P_г=480 МВт, P_н=706 МВт;

Q_г=245 Мвар, Q_н=315 Мвар;

Дефицит мощности в Ярославских электрических сетях восполняется передачей мощностей по линиям 220 кВ, из Костромской системы, а также от Угличской ГЭС, которая в свою очередь имеет связь с Рыбинской ГЭС, Московской, Владимирской и Вологодской энергосистемами.

Потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок составляют 6,77 МВт (1%), потери реактивной мощности составляют 54,7 Мвар (17,6%). Получившиеся значения потерь реактивной мощности вызваны низкой загрузкой трансформаторов.

Таким образом, анализ режима наибольших нагрузок показал, что в целом режимы энергосистемы соответствуют требованиям ПУЭ.

1.2.2 Анализ установившегося режима наименьших нагрузок

Уровни напряжений в узлах сети удовлетворяют требованиям ПУЭ. Напряжение в сети 220 кВ составляет 217-220 кВ. В сети 110 кВ, напряжение составляет 109-110 кВ. На низкой стороне трансформаторов напряжение соответствует требованиям ПУЭ для режима наименьших нагрузок, т.е. не превышает U_ном. Трансформаторы имеют запас по регулированию коэффициента трансформации.

Коэффициенты загрузки трансформаторов очень низкие, меньше чем в режиме наибольших нагрузок.

Таким образом, в результате анализа установившегося режима наименьших нагрузок видно, что система работает с соблюдением требований [1].

1.2.3 Анализ послеаварийных режимов работы

Послеаварийный режим 1 (отключение ВЛ-220 кВ «МоторДеталь-Тверицкая»).

При отключении линии 220 кВ, по которой передается дефицитная мощность в энергосистему. При этом наблюдается дополнительная загрузка линий 220 кВ, однако наибольший коэффициент загрузки линий 220 кВ составляет 41 %.

В этом режиме наблюдается снижение напряжения на высшей стороне ПС «Тверицкая» до 219 кВ, и на ПС «Тутаев» до 217 кВ. В сетях среднего и низшего напряжения Ярославских электрических сетей уровни напряжения удовлетворяют требованиям ПУЭ. Это достигается за счет изменения коэффициентов трансформации на автотрансформаторах сети 220 кВ и на трансформаторах сети 110 кВ, а так же за счет включения батареи статических конденсаторов на ПС «Тверицкая».

Из результатов расчета видно, что все линии имеют удовлетворительные коэффициенты загрузки.

Уровни напряжения у потребителей удовлетворяют требованиям ПУЭ.

Происходит увеличение активных потерь до 8,37 МВт (1,2%).

Послеаварийный режим 2 (отключение ВЛ-220 кВ «КоГРЭС-Ярославская»).

В этом режиме увеличивается транзит мощности по ВЛ-220 кВ «Углич»-«Ярославская», достаточный для покрытия дефицита электрической мощности, возникающего в сети, из-за отключения ВЛ-220 кВ ПС «КоГРЭС» -«Ярославская». Из результатов расчета видно, что все линии имеют коэффициент загрузки находящийся в оптимальном диапазоне загрузки воздушных линий.

Уровни напряжения во всех узлах соответствуют требованиям ПУЭ, за исключением напряжения на ПС «Тутаев» - 217 кВ. Но на стороне 110 кВ данной ПС напряжение регулируется за счет изменения коэффициента трансформации автотрансформаторов.

Уровни напряжения в сетях среднего и низкого напряжения соответствуют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 8,93 МВт (1,3 %).

Послеаварийный режим 3 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ2-ТЭЦ3»).

В этом режиме происходит увеличение загрузок по линиям 110 кВ «ТЭЦ3»-«НПЗ» до 64 % и «ТЭЦ3»-«Перекоп» до 55 %.

Остальные линии и все трансформаторы имеют допустимые коэффициенты загрузки.

Во всех узлах уровни напряжения соответствуют требованиям ПУЭ, загрузки линий электропередачи находятся в оптимальном диапазоне.

Потери активной мощности составляют 6,86 МВт (0,9 %).

Послеаварийный режим 4 (отключение ВЛ-110 кВ «Тутаев-ТЭЦ2»).

Уровни напряжения в сетях удовлетворяют требованиям ПУЭ.

Все линии имеют коэффициент загрузки находящийся в оптимальном диапазоне загрузки воздушных линий.

Потери активной мощности составляют 7,05 МВт (1 %).

Послеаварийный режим 5 (отключение Т1 на ПС «Полиграф»).

В этом режиме наблюдается увеличение загрузки линии «Яр.Главный»- «Полиграф» до 67 %. Перегрузка трансформатора на ПС «Полиграф» составляет 25 %.

Остальные линии и трансформаторы имеют коэффициент загрузки находящийся в оптимальном диапазоне загрузки.

Уровни напряжения в узлах сети соответствуют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 7,0 МВт.

Послеаварийный режим 6 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ3-Яр.Главный»)

В этом режиме происходит увеличение загрузки линии «ТЭЦ3»-«Перекоп» до 79 %.

Перегрузка трансформатора на ПС «Полиграф» составляет 24 %.

Уровни напряжения в узлах сети соответствуют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 7,69 МВт (1,1%).

Послеаварийный режим 7 (отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ3-Перекоп»).

В этом режиме происходит увеличение загрузки линии «ТЭЦ-III»-«Полиграф» до 79 %.

Из результатов расчета видно, что все линии и трансформаторы имеют допустимые коэффициенты загрузки.

Уровни напряжения у потребителей удовлетворяют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 7,36 МВт.

Послеаварийный режим 8 (отключение ВЛ-110 кВ «Ярославская-Ярцево»).

В этом режиме происходит увеличение загрузок трансформаторов, находящихся на отключенной линии, но они лежат в допустимых пределах.

Так же происходит незначительное увеличение коэффициента загрузки линии, оставшейся в работе.

Остальные линии и трансформаторы имеют коэффициент загрузки находящийся в оптимальном диапазоне загрузки.

Уровни напряжения в узлах сети соответствуют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 7,19 (1%) МВт.

Послеаварийный режим 10 (отключение ВЛ-110 кВ «Перекоп-Яр.Главный»).

В данном режиме наблюдается перегрузка оставшегося в работе трансформатора на ПС «Полиграф», которая составляет 26 %.

Все линии имеют коэффициенты загрузки находящиеся в оптимальном диапазоне загрузки.

Уровни напряжения в узлах сети соответствуют требованиям ПУЭ.

Потери активной мощности составляют 7,32 (1%) МВт.

1.2.4 Анализ режима перспективных нагрузок

От правильной оценки электрических нагрузок зависит рациональность схемы электроснабжения и всех ее элементов. Неучет роста электрических нагрузок может привести к нарушению режима работы электрической сети в будущем, и возможной перегрузке элементов сети. Методика расчета электрических нагрузок подстанций основана на сочетании двух способов: прямого счета - для концентрированных потребителей и статистического подхода - для распределенной нагрузки.

Результаты статистических исследований показывают, что до 1991 года электрические нагрузки промышленных предприятий и потребителей сельского хозяйства, транспорта, быта и сферы обслуживания в городах, непрерывно росли. Начиная с 1991 г. в связи с упадком промышленного производства и отрасли сельского хозяйства, рост электрических нагрузок прекратился, и даже наблюдалось некоторое снижение потребления электроэнергии. Но, начиная с 1998-1999 годов, с постепенным выходом страны из экономического кризиса, промышленная индустрия набирает обороты, что привело к постепенному росту нагрузок, который наблюдается и сейчас. Поэтому реконструкцию электрической сети необходимо производить с учетом перспективных максимальных нагрузок.

Рост максимальных нагрузок достаточно точно описывается линейным законом:

S(t) = S_p·(1+a·t), 0 < t < T,

где S_p - расчетная мощность к моменту реконструкции сети;

a - коэффициент годового роста максимальных нагрузок;

t - период времени, в течение которого оценивается рост нагрузок (расчетное время) [6].

Коэффициент годового роста максимальных нагрузок колеблется в пределах 0,03ё0,1 [6].

Максимальные электрические нагрузки должны быть определены на расчетное время 5 лет, считая с момента предполагаемого ввода новой электрической сети. На реконструкцию отводится 1 год. Поэтому, для определения перспективных электрических нагрузок, расчетное время t = 6 лет. Коэффициент годового роста максимальных нагрузок a = 0,04. Таким образом, суммарный прирост нагрузок в Ярославских электрических сетях к моменту окончания расчетного периода будет составлять 24 %. На основании этого, произведен расчет установившегося режима. Расчеты, выполненные с перспективными нагрузками до 2016 года, показали, что электрическая сеть в целом справляется с передачей электрической энергии для нужд потребителей.

В данном режиме уровни напряжения во всех цепях ветви удовлетворяют требованиям ПУЭ. Кроме высокой стороны ПС «Тутаев-220».

Там напряжение снижается до 216 кВ, однако с помощью изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов напряжения на средней и низкой стороне находится в допустимых пределах.

Все линии и трансформаторы имеют коэффициент загрузки находящийся в оптимальном диапазоне загрузки.

Потери активной мощности составляют 10,4 (1,2 %) МВт.

1.3 Обоснование необходимости развития ярославских электрических сетей

Совокупность анализов режимов существующих и перспективных нагрузок показывает, что сеть в целом не нуждается в реконструкции. В нормальных режимах большинство элементов сети являются недогруженными. На некоторых подстанциях загрузка трансформаторов приближается к номинальной: «Роща» - 74%; «Марс» - 88%, «Толга» - 95%; «Тверицкая» - 82%; «Полиграф» - 82%.

Во всех рассмотренных режимах, загрузки линий лежат в допустимых пределах. Наиболее загруженной линией являются связи «ТЭЦ-3» - «Яр.Главный» (в нормальных режимах около 50 %, в после аварийном 80 %).

При анализе перспективных нагрузок считалось, что средний темп роста нагрузок составит 4 % в год, но это среднее значение. Естественным образом Ярославский район развивается значительно быстрее, удаленных административных единиц, следовательно, основная нагрузка ложится на трансформаторные подстанции, питающие потребителей в черте города Ярославля.

Большая загрузка данной подстанции не дает возможности подключения к ней новых потребителей, поэтому появляется необходимость строительства новой подстанции в указанном районе.

Строительство ПС «Которосль» в городе Ярославле позволит развить инфраструктуру города и разгрузить ПС «Полиграф».

Рис.1.1 Схема сети до развития

Размещено на Allbest.ru