Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть"

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра "Электрические системы и сети"

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

_________

"___" _______ 2005 г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

РАСЧЕТ, АНАЛИЗ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ПРЕДПРИЯТИИ "КАТЭКЭЛЕКТРОСЕТЬ"

Пояснительная записка

ЗАДАНИЕ

по дипломному проектированию студенту

1 Тема проекта

Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть".

2 Утверждена приказом по университету № 108 от 24.01.05 г.

3 Срок сдачи студентом законченного проекта ________

4 Исходные данные к проекту

Принципиальная схема соединений КАТЭКэлектросети; схема КАТЭКэлектросети с контрольными замерами нагрузок во время летнего и зимнего дня (июнь, декабрь 2004 г.); годовой отчет предприятия КАТЭКэлектросеть.

5 Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Разработка расчетной схемы с определением параметров схемы замещения и подготовкой информации для расчета на ПЭВМ; расчет, анализ и оптимизация режимов.

6 Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Чертеж 1, 2 – Принципиальная схема электрических соединений КАТЭКэлектросети.

Чертеж 3, 4 – Машинная схема замещения с результатами расчета нормального установившегося режима.

Чертеж 5 – Анализ результатов расчета режима при изменении нагрузок в сети 35 кВ.

Чертеж 6 – Укрупненная блок-схема программы расчета установившегося режима.

Чертеж 7 – Математическая модель РУР.

КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК

работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

1 Сбор информации для выполнения работы

03.04.2005

2 Составление расчетной схемы замещения

20.04.2005

3 Определение параметров схемы замещения

25.05.2005

4 Изучение программы "RASTR"

01.05.2005

5 Подготовка файлов исходной информации

05.05.2005

6 Расчет заданных режимов работы электрических сетей

10.05.2005

7 Описание математических моделей элементов электрических сетей

15.05.2005

8 Описание метода расчета установившегося режима

18.05.2005

9 Выполнение экономической части

26.05.2005

10 Рассмотрение вопросов охраны труда и окружающей среды

31.06.2005

11. Оформление расчетно-пояснительной записки

01.06.2005

12. Выполнение графической части дипломного проекта

07.06.2005

Содержание

Введение

1. Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

1.1 Экономико – географическая характеристика района

1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта

1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения

2. Характеристика задачи расчета, анализа и оптимизации режимов РЭС 110-35 кВ по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации

2.1 Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов

2.2 Методы решения УУР

2.3 Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов

2.4 Описание метода оптимизации

3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС

3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации

3.1.1 Характеристика ПВК "RASTR"

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Организация управления безопасности жизни деятельности и охраны окружающей среды на предприятии

5.2 Анализ опасностей и условий поражений при эксплуатации и ремонте ЛЭП 110 кВ

5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей

5.4 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлической опоре и шагового напряжения

5.5 Организационные и технические мероприятия при ремонтно-наладочных работах на ВЛ 110 кВ

5.6 Пожарная безопасность

5.7 Экологичность проекта

Список использованных источников

Введение

Оптимизация режимов работы Шарыповских электрических сетей по напряжению и коэффициентам трансформации с минимизацией потерь мощности и электроэнергии. В электрических сетях при передаче электроэнергии (ЭЭ) от источников к потребителям часть ее неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и прочие эффекты. Потери электроэнергии (их техническая величина и коммерческие потери) зависят от параметров режима и схемы электрической сети, определяются несовершенством системы учета, неравномерностью оплаты, хищениями и т.д. Решению задачи снижения потерь ЭЭ посвящено значительное количество работ, рассматривающих различные аспекты данной проблемы. Снижение технической величины потерь ЭЭ (оптимизация режимов работы по активной и реактивной мощности) является сложной инженерно-технической задачей, решение которой требует наличия прикладного математического обеспечения. Сложность применяемых алгоритмов, значительный объем исходных данных приводят к необходимости раздельного рассмотрения задачи оптимального распределения активных и реактивных мощностей. Кроме указанных причин, разделению задачи оптимизации способствует то, что влияние активных мощностей электростанций на распределение реактивных весьма значительно, а обратное относительно невелико. Этим оправдывается практическое решение задачи оптимизации режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации как задачи "дооптимизации" режима при заданном распределении активных мощностей.

В соответствии со структурой и принципами оперативного управления энергосистемой соответствующие подразделения занимаются оптимизацией режимов работы системы на своих уровнях, причем выработанные задания передаются на более низкий уровень как обязательные для него требования к режиму или наложенные на режим ограничения. Оптимизация режима в целом достигается при строгом соблюдении "принципа оптимальности", в соответствии с которым задания, полученные от более высокого уровня системы, реализуются при обеспечении оптимального режима на данном уровне. Преимущество разделения задачи можно видеть с позиций информационной и аппаратной. Вследствие высокой сложности сетей подробный расчет оптимального режима, рассматривающий каждый источник и каждое средство регулирования, значительно трудоемок и трудно реализуем. Кроме того, сбор информации о энергосистеме и ее концентрация в одном месте сопряжены с немалыми затратами.

Отмеченная сложность задач как оптимизации по "всем переменным" так и оптимизация режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации приводит к невозможности оптимального управления режимами, без использования прикладного математического обеспечения, даже опытным диспетчерским персоналом. Этому также способствует невозможность получения в режиме реального времени достоверных сведений о потерях мощности.

Рассматриваемой задаче оптимизации режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации посвящена значительная часть работ, ряд из которых были реализованы в программно-вычислительных комплексах. Для решения поставленной задачи применен программно-вычислительных комплекс "Rastr".

Целью данной работы является снижение потерь электроэнергии. Ожидается, что после реализации предложенных мероприятий оно составит 10-15%, а это приведет к значительному экономическому эффекту и в конечном счете снижению цены единицы продукции, отпущенной потребителю. Реализация комплекса мероприятий, полученных при решении задачи оптимизации, не потребует от предприятия электрических сетей (ПЭС) дополнительных капитальных вложений. Учитывая это, необходимо отметить, высокую экономическую эффективность применения результатов данной работы на практике.

Сложность решаемой задачи приводит к тому, что при непосредственном применении используемых комплексов невозможно в полной мере решить задачу оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации. Поэтому в данной работе применяется метод раздельной оптимизации режима. Решение задачи проходит в три этапа: снижение влияния неоднородностей замкнутых частей сети (определение оптимальных точек размыкания в сети 35 кВ), оптимальное распределение реактивной мощности между источниками внутри сети, регулирование уровня напряжения в сети. Такой подход к решению задачи оптимизации режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации приводит к значительному повышению эффекта оптимизации. Отметим, что полученные предварительные результаты расчетного анализа являются несколько идеализированными, так как практически трудно реализовать полный объем рекомендуемых оптимизационных мероприятий, вследствие чего ожидаемый эффект будет несколько меньше теоретического. Однако даже частичное выполнение предложенных мероприятий приведет к значительной экономии электроэнергии. Для более полного согласования теоретических результатов и практической реализации полученных рекомендаций необходима информация о графиках изменениях напряжения на шинах питающих подстанций. Основные потери мощности в рассматриваемых сетях сосредоточены в линиях 110 кВ, поэтому наибольший эффект оптимизации ожидается при регулировании уровня напряжения. В связи с этим результаты оптимизации в большей мере зависят от взаимодействия и согласованной работы ШРЭС со смежными предприятиями электрических сетей.

Важными практическими результатами данной работы является выработка рекомендаций и мероприятий по оптимизации режимов сетевого предприятия с целью снижения потерь мощности и электроэнергии и улучшения ее качества.

1 Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

1.1 Экономико – географическая характеристика района

Шарыповкий район находится в южной части Красноярского края и граничит с Ужурским районом, Балахтинским районом, Новоселовским районом, Кемеровской областью и республикой Хакассия. Город Шарыпово находится на западе Красноярского края, в 320 км от краевого центра. Город расположен в Назаровской котловине, окруженной с востока плавными невысокими отрогами Восточного Саяна, с запада – крутыми хребтами Кузнецкого Алатау. Он находится на высоте 320 – 350 м над уровнем моря и лежит на одной широте с Москвой. Шарыпово является административным центром КАТЭКа – Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса. Это город строителей, угольщиков, энергетиков. Статус города, преобразованного из старинного села Шарыпово, он получил 31 июля 1981 года. Главное природное богатство, благодаря которому горд получил рождение – бурый уголь Березовского месторождения, являющимся одним из крупнейших Канско-Ачинского буроугольного бассейна. Город Шарыпово и окружающий его Шарыповский район как две самостоятельные административно-территориальные единицы занимают пространство в четыре тысячи квадратных километров. Шарыповский район лежит на стыке Западно-Сибирской равнины, Среднесибирского плоскогорья и гор Южной Сибири, поэтому имеет сложное геологическое строение и рельеф. Здесь соседствуют предгорные равнины, отроги Кузнецкого Алатау и Восточного Саяна, межгорные впадины (Назаровская, Чебаково-Балахтинская котловина), низкогорные кряжи Южно-Енсейский, Арга, Солгон. Район находится в центре евроазиатского материка, вдали от морей и океанов. Территория относится к бассейнам крупнейших рек страны – Енисея и Оби, другие крупные реки – Чулым, Кия, Кан, Бирюса. Регион обладает уникальной природой, несчетным количеством озер и речек, полезными ископаемыми, многочисленными памятниками культур прошлого.

Район характеризуется резко континентальным климатом с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха составляет -0,3°С со среднемесячными значениями наиболее холодного месяца (январь) -16,6°С. Наиболее теплого месяца (июль) +17,8°С. Минимальная температура в январе составляет -43°С, в июле +7°С. Максимальная температура в июле составляет +38°С, в январе +10°С. Продолжительность безморозного периода 100 – 120 дней. Данный район имеет невысокое среднегодовое количество осадков, которое составляет 512 мм.

Территория находится на стыке двух промышленно развитых районов: Красноярского и Кузбасса. С севера на юг район пересекает железнодорожная линия Ачинск - Красная Сопка – Ужур - Абакан, дающая выход к Транссибирской и Южно-Сибирской магистрали. Указанная железнодорожная линия и ее тупиковые ответвления Красная Сопка – Шушь – Базыр и Шушь – Кия-Шалтырь однопутные, оборудованы полуавтоматической блокировкой и обслуживаются тепловозной тягой. Ближайшими к объектам КАТЭКа железнодорожными станциями являются промежуточные станции Шарыпово и Дубинино Красноярской железной дороги.

Район характеризуется сравнительно слаборазвитой сетью существующих автодорог, из которых ближайшими автодорогами областного значения являются автодороги Ачинск – Назарово – Ужур, Красная Сопка – Березовская.

КАТЭК – это 600 млн тонн бурого угля, размещенных на 60 тысячах кв.км. Угольные пласты залегают на незначительной глубине, порой в 15-20 метрах от поверхности. Все месторождения Канско-Ачинского бассейна находятся в центре Красноярского края, их насчитывается 24. Мощность угольных пластов от 20 до 100 метров. На КАТЭКе имеются все возможности для создания самых эффективных ГРЭС. Строительство Березовской ГРЭС развернулось на месте, где стояла деревня Кадат, которая входила в Шарыповский район. Для грэс создано Берешское водохранилище (пруд – охладитель), с площадью водного зеркала 30 кв. км и объемом воды – 200 млн. кубометров. С его помощью водоснабжение на ГРЭС осуществляется по оборотной схеме.

1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта

Филиал "КАТЭКэлектросеть" - один из самых молодых в составе ОАО "Красноярскэнерго". Его создание в составе Красноярскэнерго было определено приказом Минэнерго СССР №296 от 22.08.80г. Предприятие было организовано для энергоснабжения Южного промышленного узла КАТЭКа и выделено из состава Западных электрических сетей приказом РЭУ Красноярскэнерго №158 от 03.10.80г. От этой даты и ведется начало истории КАТЭКэлектросеть.

Организация КАТЭКэлектросетей обусловлена необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей Канско-Ачинского энергетического комплекса. Зона обслуживания КАТЭКэлектросетей включает Шарыповский, Ужурский, Балахтинский и Новоселовский административные районы. Центр предприятия находится в городе Шарыпово.

В 1981 году был организован Шарыповский РЭС для решения проблем, которые встали перед строителями КАТЭКа: это строительство и эксплуатация объектов промышленных площадок Березовской ГРЭС-1, разреза "Березовский" и города Шарыпово. В этом же году от БГРЭС-1 переданы функции заказчика по строительству ПС "Итатская"-1150/500/220 кВ и в сентябре была введена первая очередь подстанции 110/10 кВ. В 1997 году ПС "Итатская" была передана в состав Красноярского предприятия межсистемных электрических сетей.

В 1986 году создается Новоселовский РЭС, который и завершил создание производственной структурной схемы предприятия.

В Ужурские РЭС (УРЭС) входят: количество подстанций 35-220 кВ – 9 шт.; ТП 10/0,4 кВ – 314 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1701 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 1258 км, ВЛ 35-220 кВ – 443 км.

В Балахтинские РЭС (БРЭС) входят: количество подстанций 35-110 кВ – 12 шт.; ТП 10/0,4 кВ – 353 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1916 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 1372 км, ВЛ 35-220 кВ – 544 км.

В Новоселовские РЭС (НРЭС). В настоящее время в зону обслуживания НРЭС входят: количество подстанций 35-110 кВ – 8 шт.; ТП 10/0,4 кВ – 194 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1141 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 690 км.

В Шарыповские РЭС (ШРЭС): В настоящее время в зону обслуживания ШРЭС входят: количество подстанций 35-220 кВ – 12 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1141 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 832 км.

Обеспечение электроэнергией потребителей Красноярского края, входящих в зону действия предприятия "КАТЭКэлектросети" осуществляется от подстанции 220/110 кВ Шарыповская с двумя АТ по 125 мВА, БУР-1 (Березовский угольный разрез №1) с двумя АТ по 125 мВА, Ужур с двумя АТ по 63 мВА.

Подстанция Шарыповская и БУР-1 по ВЛ-220 (Итатская – Шарыповская - БУР-1) присоединены к линиям 220 кВ подстанции 1150/500/220 кВ Итатская Красноярской энергосистемы. Подстанция 220/110 кВ Ужур присоединена к ВЛ-220 кВ Назаровская ГРЭС – Абакан районная.

По состоянию на 01.01.91г. электроснабжение сельскохозяйственных потребителей в зоне КАТЭКсеть осуществлялось от 33 подстанций 35-110 кВ, из которых 21 ПС 110-220 кВ и 12 ПС 35/10 кВ. Из общего количества подстанций 35_110 кВ 27 ПС общей мощностью 278 тыс. кВ·А сельскохозяйственного назначения.

Из общего количества подстанций 32 ПС (97%) имеют два трансформатора и 28 ПС имеют двухстороннее питание. На 26 подстанциях установлены трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (АРПН). На пяти подстанциях установлены по одному трансформатору, а на семи подстанциях установлены трансформаторы без регулирования напряжения под нагрузкой. Сети сельскохозяйственного назначения имеют недостаточную надежность, т.к. 20% подстанций имеют одностороннее питание. Кроме того, пропускная способность сетей недостаточна для пропуска мощности, обусловленной внедрением электроснабжения в сельскохозяйственном производстве и в быту сельского населения.

1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения

Расчету установившихся режимов электрической сети предшествует составление ее схемы замещения. Она получается в результате объединения схем замещения отдельных элементов в соответствии с принципиальной схемой электрических соединений. Необходимо выбрать схему замещения каждого элемента и рассчитать ее параметры.

В качестве схемы замещения линий используем П-образную схему замещения с сосредоточенными сопротивлениями и разнесенными по концам линии проводимостями.

Параметры схемы замещения ЛЭП можно также определить используя справочные данные /1/ или аналитические выражения.

Удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км, определим из выражения

,

где ρ – удельное активное сопротивление алюминия, мм2/км;

F – сечение провода, мм.

Удельное индуктивное сопротивление ЛЭП, Ом/км, определяется по формуле вида

,

где D>ср >– среднегеометрическое расстояние между фазами, м;

r>пр> – радиус провода, мм;

μ=1 – магнитная проницаемость алюминия.

Среднегеометрическое расстояние между фазами, м,

,

где – расстояния между проводами отдельных фаз, м.

Удельная емкостная проводимость, См/км,

.

Параметры схемы замещения ЛЭП определяются из выражений вида

,

,

где Z>ЛЭП> – комплексное сопротивление ЛЭП, Ом;

R>ЛЭП> – активное сопротивление ЛЭП, Ом

X>ЛЭП> – индуктивное сопротивление ЛЭП, Ом

B>с> – емкостное сопротивление ЛЭП, См

l>ЛЭП> – длинна ЛЭП, км.

Параметры ЛЭП Восточных сетей сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Параметры ЛЭП эксплуатируемых ШРЭС

Наименование ЛЭП

Обозначение

U, кВ

Марка провода

Длинна, км

R, Ом

X, Ом

B>С>, мСм

Итатская – Шарыповская №25

Д-123

220

2АС-400

14,89

0,543

3,029

80,393

Итатская – Шарыповская №25

Д-124

220

2АС-400

14,89

0,543

3,029

80,393

Шарыповская №25 – БГРЭС-1

Д-127

220

АС-240

5,70

0,684

2,415

14,833

Шарыповская №25 – БГРЭС-1

Д-128

220

АС-240

5,70

0,684

2,415

14,833

Шарыповская №25 – БУР

Д-125

220

АС-500

17,75

1,047

7,099

48,722

Шарыповская №25 – БУР

Д-126

220

АС-500

17,75

1,047

7,099

48,722

БУР – Оп.14

С-765

110

АС-185

2,80

0,437

1,127

7,727

БУР – Оп.14

С-766

110

АС-185

2,80

0,437

1,127

7,727

Оп.14 - Жилпоселок

С-765

110

АС-185

5,00

0,780

2,000

13,799

Оп.14 - Жилпоселок

С-766

110

АС-185

5,00

0,780

2,000

13,799

Оп.14 – Конвейерного транспорта

С-765

110

АС-150

5,326

1,039

2,175

14,388

Оп.14 – Конвейерного транспорта

С-766

110

АС-150

5,326

1,039

2,175

14,388

БУР – Оп.129

С-763

110

АС-70

22,53

9,463

9,724

57,270

БУР – Оп.129

С-764

110

АС-70

22,53

9,463

9,724

57,270

Оп.129 - Березовская

С-763

110

АС-70

26,38

11,080

11,383

67,057

Оп.129 - Березовская

С-764

110

АС-70

26,38

11,080

11,383

67,057

Оп.129 - Новоалтатка

С-763

110

АС-95

0,54

0,170

0,243

1,407

Оп.129 - Новоалтатка

С-764

110

АС-95

0,54

0,170

0,243

1,407

БУР – Оп.10

С-771

110

АС-95

2,00

0,628

0,856

5,212

БУР – Оп.10

С-772

110

АС-95

2,00

0,628

0,856

5,212

Оп.10 – Центральный выезд

С-771

110

АС-95

1,00

0,314

0,436

2,606

Оп.10 – Центральный выезд

С-772

110

АС-95

1,00

0,314

0,436

2,606

Оп.10 – Совмещенная тяговая

С-771

110

АС-95

0,01

0,003

0,020

0,026

Оп.10 – Совмещенная тяговая

С-772

110

АС-95

0,01

0,003

0,020

0,026

БУР – Оп.33

С-769

110

АС-70

6,46

2,713

2,799

16,421

БУР – Оп.33

С-770

110

АС-70

6,46

2,713

2,799

16,421

Оп.33 – Дренажная шахта

С-769

110

АС-70

2,54

1,067

1,110

6,457

Оп.33 – Дренажная шахта

С-770

110

АС-70

2,54

1,067

1,110

6,457

Оп.33 – Западный борт

С-769

110

АС-70

0,01

0,004

0,020

0,025

Оп.33 – Западный борт

С-770

110

АС-70

0,01

0,004

0,020

0,025

БУР – Опорная база

С-767

110

АС-70

5,98

2,512

2,592

15,201

БУР – Опорная база

С-768

110

АС-70

5,98

2,512

2,592

15,201

Шарыповская №25 – Оп.10

С-758

110

АС-150

2,00

0,390

0,827

5,403

Шарыповская №25 – Оп.10

С-759

110

АС-150

2,00

0,390

0,827

5,403

Оп.10 – Строит. БГРЭС-1

С-758

110

АС-150

3,60

0,702

1,475

9,725

Оп.10 – Строит. БГРЭС-1

С-759

110

АС-150

3,60

0,702

1,475

9,725

Оп.10 – Инголь

С-758

110

АЖ-120

18,08

4,502

7,458

48,111

Оп.10 – Инголь

С-759

110

АЖ-120

18,08

4,502

7,458

48,111

Шарыповская №25 – РПКБ

С-754

110

АС-150

5,26

1,026

2,148

14,210

Шарыповская №25 – РПКБ

С-755

110

АС-150

5,26

1,026

2,148

14,210

Шарыповская №25 – Оп.13

С-756

110

АС-185

2,75

0,429

1,107

7,589

Шарыповская №25 – Оп.13

С-757

110

АС-185

2,75

0,429

1,107

7,589

Оп.13 – Береш

С-756

110

АС-185

6,55

1,022

2,615

18,077

Оп.13 – Береш

С-757

110

АС-185

6,55

1,022

2,615

18,077

Оп.13 – Западная

С-756

110

АС-150

0,56

0,109

0,243

1,513

Оп.13 – Западная

С-757

110

АС-150

0,56

0,109

0,243

1,513

Шарыповская №25 – Оп.102

С-761

110

АС-150

16,68

3,253

6,779

45,061

Шарыповская №25 – Оп.102

С-762

110

АС-150

16,68

3,253

6,779

45,061

Оп.102 – Парная

С-761

110

АС-150

22,99

4,483

9,337

62,107

Оп.102 – Парная

С-762

110

АС-150

22,99

4,483

9,337

62,107

Оп.102 – Шарыповская №27

С-761

110

АС-150

2,88

0,562

1,183

7,780

Оп.102 – Шарыповская №27

С-762

110

АС-150

2,88

0,562

1,183

7,780

Оп.102 – Городская

С-761

110

АС-150

0,05

0,010

0,036

0,135

Оп.102 – Городская

С-762

110

АС-150

0,05

0,010

0,036

0,135

Парная – Оп.79а

С-79

110

АС-150

20,40

3,978

8,287

55,110

Парная – Оп.79а

С-80

110

АС-150

20,40

3,978

8,287

55,110

Оп.79а – Итатская №19

С-79

110

АС-70

2,50

1,050

1,093

6,355

Оп.79а – Итатская №19

С-80

110

АС-70

2,50

1,050

1,093

6,355

Оп.79а – Оп.119

С-79

110

АС-150

10,33

2,014

4,204

27,906

Оп.79а – Оп.119

С-80

110

АС-150

10,33

2,014

4,204

27,906

Оп.119 – Горячегорская

С-79

110

АС-150

2,40

0,468

0,989

6,484

Оп.119 – Горячегорская

С-80

110

АС-150

2,40

0,468

0,989

6,484

Оп.119 – Кия-Шалтырь

С-79

110

АС-150

53,70

10,472

21,788

145,07

Оп.119 – Кия-Шалтырь

С-80

110

АС-150

53,70

10,472

21,788

145,07

Парная – Оп.91

С-70

110

АС-150

20,32

3,962

8,254

54,894

Парная – Оп.91

С-71

110

АС-150

20,32

3,962

8,254

54,894

Оп.91 – Ораки

С-70

110

АС-95

0,93

0,292

0,407

2,424

Оп.91 – Ораки

С-71

110

АС-95

1,10

0,345

0,478

2,867

Оп.91 – Ужур

С-70

110

АС-150

23,11

4,506

9,386

62,431

Оп.91 – Ужур

С-71

110

АС-150

23,11

4,506

9,386

62,431

Ужур – Чулым

С-74

110

АС-95

20,79

6,528

8,753

54,181

Ужур – Чулым

С-75

110

АС-95

20,79

6,528

8,753

54,181

Ужур – Малый Имыш

С-72

110

АС-150

39,91

8,546

18,158

121,34

АС-185

4,90

Ужур – Малый Имыш

С-73

110

АС-150

44,81

8,738

18,184

121,05

Малый Имыш – Оп.115

С-776

110

АС-70

28,30

11,886

12,210

71,937

Малый Имыш – Оп.115

С-777

110

АС-95

28,30

8,886

11,910

73,754

Оп.115 – Светлолобовская

С-776

110

АС-70

2,20

0,924

0,964

5,592

Оп.115 – Светлолобовская

С-777

110

АС-95

2,20

0,691

0,940

5,733

Оп.115 – Новоселовская

С-776

110

АС-70

12,50

5,250

5,402

31,774

Оп.115 – Новоселовская

С-777

110

АС-95

12,50

3,925

5,269

32,577

Новоселовская – Орошение

С-773

110

АС-120

7,37

1,835

3,051

19,602

Орошение – Толстый Мыс

С-773

110

АС-120

13,56

3,376

5,600

36,065

Новоселовская – Оп.129

С-78

110

АС-70

31,50

13,230

13,595

80,033

Оп.129 – Курганы

С-78

110

АС-70

0,57

0,239

0,261

1,448

Оп.129 – Оп.148

С-78

110

АС-70

4,60

1,932

1,999

11,687

Оп.148 – Чулымская

С-78

110

АС-95

6,30

1,978

2,665

16,411

Оп.148 – Оп.247

С-78

110

АС-70

30,42

12,776

13,130

77,289

Оп.247 – Балахтинская

С-78

110

АС-120

13,4

3,337

5,531

35,658

Оп.247 – Оп.265

С-78

110

АС-70

4,38

1,840

1,904

11,128

Оп.265 – Приморская

С-78

110

АС-70

13,75

5,775

5,943

34,935

Оп.265 – Новый Огур

С-78

110

АС-70

6,60

2,772

2,861

16,769

Новоселовская – Оп.124

С-775

110

АС-120

31,58

7,863

13,021

83,993

Оп.124 – Курганы

С-775

110

АС-120

0,56

0,139

0,246

1,489

Оп.124 – Оп.141

С-775

110

АС-120

4,60

1,145

1,910

12,235

Оп.141 – Чулымская

С-775

110

АС-95

6,30

1,978

2,665

16,411

Оп.141 – Оп.238

С-775

110

АС-120

26,0

6,474

10,723

69,152

Оп.238 – Балахтинская

С-775

110

АС-120

13,3

3,312

5,493

35,374

Оп.238 – Оп.256

С-775

110

АС-120

4,27

1,063

1,774

11,357

Оп.256 – Приморская

С-775

110

АС-120

14,2

3,536

5,864

37,768

Оп.256 – Новый Огур

С-775

110

АС-120

6,69

1,666

2,771

17,793

Малый Имыш – Оп.206

С-781

110

АС-70

38,40

16,128

15,849

97,611

Малый Имыш – Оп.206

С-782

110

АС-70

38,40

16,128

15,849

97,611

Оп.206 – Кожаны

С-781

110

АС-70

1,212

0,509

0,515

3,081

Оп.206 – Кожаны

С-782

110

АС-70

1,212

0,509

0,515

3,081

Оп.206 – Тюльковская

С-781

110

АС-70

12,30

5,166

5,087

31,266

Оп.206 – Тюльковская

С-782

110

АС-70

12,30

5,166

5,087

31,266

Шарыповская №27 – Шушь

Т-41

35

АС-95

17,20

5,401

6,925

46,897

Шарыповская №27 – Шушь

Т-42

35

АС-95

17,20

5,401

6,925

46,897

Шушь – Локшино

Т-43

35

АС-95

23,48

7,373

9,572

63,189

Локшино – Михайловка

Т-49

35

АС-95

17,58

5,520

7,171

47,311

Михайловка – Крутоярская

Т-44

35

АС-95

9,07

2,848

3,707

24,409

Михайловка – Яга

Т-45

35

АС-95

25,43

7,985

10,366

68,437

Крутоярская – Красная сопка

Т-24

35

АС-95

16,15

5,071

6,589

43,463

Крутоярская – Солгон

Т-26

35

АС-70

23,82

10,004

9,963

62,475

Солгон – Степное (ЗЭС)

Т-26

35

АС-70

28,55

11,991

11,938

74,881

Яга – Петропавловка

Т-46

35

АС-95

33,50

10,519

13,650

90,154

Малый Имыш – Петропавловка

Т-37

35

АС-95

23,20

7,285

9,336

63,256

Малый Имыш – Петропавловка

Т-38

35

АС-95

23,20

7,285

9,336

63,256

Петропавловка – Грузенка

Т-6

35

АС-70

20,70

8,694

8,660

54,292

Грузенка – Курбатовская

Т-7

35

АС-70

11,41

4,792

4,781

29,926

Курбатовская – Тюльковская

Т-34

35

АС-70

19,28

8,098

8,067

50,568

Тюльковская – Белоярская

Т-35

35

АС-70

16,43

6,901

6,877

43,093

Тюльковская – Белоярская

Т-36

35

АС-70

1,9

7,861

5,863

35,930

АС-50

11,93

Тюльковская – Еловка

Т-11

35

АС-70

24,14

10,139

10,097

63,314

Малый Имыш – Ужурсовхоз

Т-39

35

АС-95

17,7

5,558

7,126

48,260

Малый Имыш – Ужурсовхоз

Т-40

35

АС-95

17,7

5,558

7,126

48,260

Двухобмоточные трансформаторы представляются в виде однолучевых Г-образных схем замещения. Типы трансформаторов установленных на подстанциях предприятия "КАТЭКэлектросеть" и их паспортные данные приведены в таблице 1.2. Параметры схемы замещения можно определить используя справочные данные /2/, или используя аналитические выражения.

Активное сопротивление трансформатора, Ом, определим по формуле

,

где ΔP>к> – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

U>ном> – номинальное напряжение обмотки трансформатора, к которой приводится сопротивление, кВ;

S>ном> – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Индуктивное сопротивление трансформатора, Ом, определим из выражения

,

где u>к> – напряжение короткого замыкания, %.

Активная проводимость трансформатора, См, вычислим воспользовавшись выражением

(1.9)

,

где ΔP>х.х.> – активные потери холостого хода в трансформаторе, кВт.

Индуктивная проводимость трансформатора, См, вычисляем из выражения

(1.10)

,

где I>х.х.> – ток холостого хода трансформатора, % .

Таблица 1.2 – Паспортные данные трансформаторов ШРЭС

Название подстанции

Тип трансформатора

Пределы регулирования

Кол. ТР, шт

U>ном>, кВ

u>к>, %

ΔP>к>, кВт

ΔP>х.х.>, кВт

I>х.х.>, %

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Итатская 10В

АОДЦТН-167000

±6×2,1%

2

500/√3

230/√3

11,0

11,0

35,0

21,5

325

125

0,4

Шарыповская №25

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

2

230

121

11,0

11,0

31,0

16,0

290

85

0,5

БУР

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

2

230

121

11,0

11,0

31,0

16,0

290

85

0,5

Жилпоселок

ТДН-16000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

85,0

19,0

0,7

Конвейерного транспорта

ТРДН-40000/110

±9×1,78%

1

115

10,5/10,5

–

10,5

–

172

36,0

0,65

ТРДЦН-40000/110

±9×1,78%

1

115

10,5/10,5

–

10,5

–

172

36,0

0,65

Березовка

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

2

115

38,5

11,0

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Новоалтатка

ТДН-10000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

Центральный выезд

ТДН-16000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

85,0

19,0

0,7

Совмещ. тяговая

ТДТНЖ-25000/110

±9×1,78%

2

115

27,5

6,6

10,5

17,0

6,0

140

42,0

0,9

Дренажная шахта

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

6,6

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Дренажная шахта

ТДН-10000/110

±9×1,78%

1

115

–

11,0

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

Опорная база

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

6,6

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Западный Борт

ТДН-10000/110

±9×1,78%

1

115

–

11,0

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

ТДН-16000/110

±9×1,78%

1

115

–

6,6

–

10,5

–

85,0

19,0

0,7

Строит. БГРЭС-1

ТДН-16000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

85,0

19,0

0,7

Инголь

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

РПКБ

ТРДН-40000/110

±9×1,78%

2

115

10,5/10,5

–

10,5

–

172

36,0

0,65

Береш

ТДН-10000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

Западная

ТДН-16000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

85,0

19,0

0,7

Парная

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Шарыповская №27

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

2

115

38,5

11,0

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Городская

ТРДН-25000/110

±9×1,78%

2

115

10,5/10,5

–

10,5

–

120

27,0

0,7

Итатская 19В

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Горячегорск

ТМТГ-7500/110

±9×1,78%

1

115

–

6,6

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

ТМТГ-5000/110

±9×1,78%

1

115

–

6,6

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Кия-Шалтырь

ТДТНГ-10000/110

±9×1,78%

1

115

38,5

6,6

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

1

115

38,5

6,6

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Ораки

ТАМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

1

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

ТАМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

1

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

Ужур

АТДЦТН-63000

±6×2,0%

2

230

121

11,0

11,0

35,7

21,9

215

45

0,5

Учум

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

2

115

38,5

11,0

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Малый Имышь

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

2

115

38,5

11,0

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Светлолобовская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Новоселовская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Орошение

ТДН-10000/110

±9×1,78%

1

115

–

6,6

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

Толстый Мыс

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Курганы

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

2

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

Чулымская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Балахтанская

ТДН-10000/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

60,0

14,0

0,7

Приморская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

1

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

1

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

Новый Огур

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

1

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

ТАМ(Н)-2500/110

+10(-8)×1,5%

1

110

–

11,0

–

10,5

–

22,0

5,5

1,5

Кожаны

ТМН-6300/110

±9×1,78%

2

115

–

11,0

–

10,5

–

44,0

11,5

0,8

Тюльковская

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

2

115

38,5

11,0

10,5

17,0

6,0

76,0

17,0

1,1

Шушь

ТМН-4000/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

33,5

6,7

1,0

Локшино

ТМН-4000/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

33,5

6,7

1,0

Михайловка

ТМН-4000/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

33,5

6,7

1,0

Крутоярская

ТМН-6300/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

46,5

9,2

0,9

Яга

ТМН-2500/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

Солгон

ТМ-2500/35

±2×2,5%

2

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

Петропавловка

ТМН-2500/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

Грузенка

ТМН-6300/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

46,5

9,2

0,9

Курбатовская

ТМН-4000/35

±6×1,5%

1

35,0

–

11,0

–

7,5

–

33,5

6,7

1,0

ТМН-6300/35

±6×1,5%

1

35,0

–

11,0

–

7,5

–

46,5

9,2

0,9

Белоярская

ТМН-2500/35

±6×1,5%

1

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

ТМ-2500/35

±2×2,5%

1

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

Еловка

ТМН-2500/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

6,5

–

23,5

5,1

1,1

Ужурсовхоз

ТМН-4000/35

±6×1,5%

2

35,0

–

11,0

–

7,5

–

33,5

6,7

1,0

Параметры двухобмоточных трансформаторов в схеме замещения приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Параметры двухобмоточных трансформаторов ШРЭС

Тип трансформатора

R, Ом

X, Ом

G, мСм

B, мСм

ТДН-16000/110

4,391

86,79

1,437

8,469

ТРДН-40000/110

1,422

34,72

2,722

19,660

ТРДЦН-40000/110

1,422

34,72

2,722

19,660

ТДН-10000/110

7,935

138,86

1,059

5,293

ТМН-6300/110

14,661

220,42

0,870

3,811

ТРДН-25000/110

2,539

55,55

2,042

13,233

ТМТГ-7500/110

10,345

185,15

0,870

4,537

ТМТГ-5000/110

23,276

277,73

0,870

3,025

ТМН(ТАМН)-2500/110

42,592

508,20

0,455

3,099

ТМН-4000/35

2,565

22,97

5,469

32,653

ТМН-6300/35

1,435

14,58

7,510

46,286

ТМН(ТМ)-2500/35

4,606

31,85

4,163

22,449

Трехобмоточные трансформаторы представляются в виде трехлучевой Г-образной схемы замещения.

Параметры трехобмоточного трансформатора также можно определить, используя справочные данные /2/ или следующие выражения.

Активные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, Ом, определим по формулам

(1.11)

,

,

,

где ΔP>к,в>, ΔP>к,с>, ΔP>к,с> – потери активной мощности короткого замыкания

соответствующие лучам схемы замещения, кВт.

Потери активной мощности короткого замыкания соответствующие лучам схемы замещения, кВт, определяются из выражений

ΔP>к,в>=0,5(ΔP>к,в-н>+ ΔP>к,в-с>- ΔP>к,с-н>),

(1.12)

ΔP>к,с>=0,5(ΔP>к,в-с>+ ΔP>к,с-н>- ΔP>к,в-н>),

ΔP>к,н>=0,5(ΔP>к,в-н>+ ΔP>к,с-н>- ΔP>к,в-с>),

где ΔP>к,в-н>, ΔP>к,в-с>, ΔP>к,с-н> – потери активной мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, ВН и СН, СН и НН, соответственно, кВт.

Так как отечественные трехобмоточные трансформаторы в целях унификации в основном изготавливаются с обмотками одинаковой мощности, то в таблице 1.3 заданы потери на одну пару обмоток (ΔP>к,в-н>). В этом случае активные сопротивления всех трех обмоток равны между собой.

Индуктивные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, Ом, определяются из выражений

,

(1.13)

,

,

где u>к,в>, u>к,с>, u>к,н> – напряжения короткого замыкания обмоток соответствующих лучам схемы, %.

Напряжения короткого замыкания соответствующие лучам схемы замещения определяются из выражений вида:

u>к,в> =0,5(u>к,в-н> + u>к,в-с> - u>к,с-н>),

u>к,с> =0,5(u>к,в-с> + u>к,с-н> - u>к,в-н>),

u>к,н> =0,5(u>к,в-н> + u>к,с-н> - u>к,в-с>),

где u>к,в-н>, u>к,в-с>, u>к,с-н> – потери активной мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, ВН и СН, СН и НН соответственно, кВт.

Проводимости трехобмоточных трансформаторов вычисляются по выражениям (1.3) и (1.4). Параметры трехобмоточных трансформаторов для схемы замещения приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Параметры трехобмоточных трансформаторов ВЭС.

Тип трансформатора

R>В>, Ом

R>С>, Ом

R>Н>, Ом

X>В>, Ом

X>С>, Ом

X>Н>, Ом

G·10-6, См

B·10-6, См

АОДЦТН-167000

0,486

0,486

0,486

61,128

0

113,523

1,500

8,016

АТДЦТН-125000

0,491

0,491

0,736

55,016

0

76,176

1,607

11,815

ТДТН-10000/110

5,026

5,026

5,026

142,169

0

82,656

1,285

8,318

ТДТНЖ-25000/110

1,481

1,481

1,481

56,868

0

33,063

3,176

17,013

ТДТНГ-10000/110

5,026

5,026

5,026

142,169

0

82,656

1,285

8,318

АТДЦТН-63000

1,433

1,433

2,149

104,121

0

195,646

0,851

5,955

Для расчета установившегося режима на схеме замещения также необходимо указать коэффициенты трансформации трансформаторов. Значения коэффициентов трансформации и соответствующие им анцапфы сведены в таблицу 1.6. База данных анцапф приведена в приложении А.

Объектом моделирования являются четыре режима характерных зимних и летних суток Шарыповских районных электрических сетей 2004 года. Замеры производились в 4, 9, 19 и в 22 часа, обозначим эти режимы номерами по порядку: первый, второй, третий и четвертый, соответственно.

Таблица 1.2 – Паспортные данные трансформаторов ШРЭС

Название подстанции

Тип трансформатора

Пределы регулирования

Обозначение

Сторона

Режим

4.00

10.00

19.00

22.00

k>т>

№ анц.

k>т>

№ анц.

k>т>

№ анц.

k>т>

№ анц.

Итатская 10В

АОДЦТН-167000

±6×2,1%

1Т

ВН

АОДЦТН-167000

±6×2,1%

2Т

ВН

Шарыповская №25

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

1Т

ВН

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

2Т

ВН

БУР

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

1Т

ВН

АТДЦТН-125000

±6×2,0%

2Т

ВН

Жилпоселок

ТДН-16000/110

±9×1,78%

ТДН-16000/110

±9×1,78%

Конвейерного транспорта

ТРДН-40000/110

±9×1,78%

ТРДЦН-40000/110

±9×1,78%

Березовка

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Новоалтатка

ТДН-10000/110

±9×1,78%

ТДН-10000/110

±9×1,78%

Центральный выезд

ТДН-16000/110

±9×1,78%

ТДН-16000/110

±9×1,78%

Совмещ. тяговая

ТДТНЖ-25000/110

±9×1,78%

ТДТНЖ-25000/110

±9×1,78%

Дренажная шахта

ТМН-6300/110

±9×1,78%

ТДН-10000/110

±9×1,78%

Опорная база

ТМН-6300/110

±9×1,78%

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Западный Борт

ТДН-10000/110

±9×1,78%

ТДН-16000/110

±9×1,78%

Строит. БГРЭС-1

ТДН-16000/110

±9×1,78%

ТДН-16000/110

±9×1,78%

Инголь

ТМН-6300/110

±9×1,78%

РПКБ

ТРДН-40000/110

±9×1,78%

Береш

ТДН-10000/110

±9×1,78%

Западная

ТДН-16000/110

±9×1,78%

Парная

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Шарыповская №27

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Городская

ТРДН-25000/110

±9×1,78%

Итатская 19В

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Горячегорск

ТМТГ-7500/110

±9×1,78%

ТМТГ-5000/110

±9×1,78%

Кия-Шалтырь

ТДТНГ-10000/110

±9×1,78%

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Ораки

ТАМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

ТАМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

Ужур

АТДЦТН-63000

±6×2,0%

Учум

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Малый Имышь

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Светлолобовская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Новоселовская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Орошение

ТДН-10000/110

±9×1,78%

Толстый Мыс

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Курганы

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

Чулымская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Балахтанская

ТДН-10000/110

±9×1,78%

Приморская

ТМН-6300/110

±9×1,78%

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

Новый Огур

ТМН-2500/110

+10(-8)×1,5%

ТАМ(Н)-2500/110

+10(-8)×1,5%

Кожаны

ТМН-6300/110

±9×1,78%

Тюльковская

ТДТН-10000/110

±9×1,78%

Шушь

ТМН-4000/35

±6×1,5%

Локшино

ТМН-4000/35

±6×1,5%

Михайловка

ТМН-4000/35

±6×1,5%

Крутоярская

ТМН-6300/35

±6×1,5%

Яга

ТМН-2500/35

±6×1,5%

Солгон

ТМ-2500/35

±2×2,5%

Петропавловка

ТМН-2500/35

±6×1,5%

Грузенка

ТМН-6300/35

±6×1,5%

Курбатовская

ТМН-4000/35

±6×1,5%

ТМН-6300/35

±6×1,5%

Белоярская

ТМН-2500/35

±6×1,5%

ТМ-2500/35

±2×2,5%

Еловка

ТМН-2500/35

±6×1,5%

Ужурсовхоз

ТМН-4000/35

±6×1,5%

2. Характеристика задачи расчета, анализа и оптимизации режимов РЭС 110-35 кВ по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации

Питающие электрические сети напряжением 110 кВ, распределительные сети высшего (6-35 кВ) и низшего (до 1 кВ) напряжений формируют состав и структуру большинства предприятий электрических сетей (ПЭС). Сети напряжением 220 кВ входят преимущественно в состав формирующихся предприятий магистральных электрических сетей (МЭС). Основная задача ПЭС в современных условиях состоит в выполнении своих договорных обязательств перед электропотребителями по обеспечению их качественной электрической энергией при минимальных собственных затратах /3/. Одним из направлений решения данной задачи является оптимальное управление режимами сетей.

При планировании режимов, как краткосрочном (от суток до недели), так и долгосрочном (месяц, квартал, год) и при оперативном управлении режимы, конечно, являются допустимыми, но редко оптимальными. Допустимый режим – это режим удовлетворяющий условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, в то время как оптимальный режим – это такой из допустимых режимов, который обеспечивает минимум издержек при заданной на каждый момент времени нагрузке потребителей. Под издержками в данном случае понимаются потери активной мощности и энергии

При планировании и ведении режимов необходимо обеспечение ряда режимно – технических ограничений и условий для обеспечения допустимости режима. Последние практически сводятся к ограничениям по отклонениям напряжения, по загрузке элементов сети, по реактивной мощности источников. Ограничения по отклонениям напряжения определяются допусками для оборудования сетей 6-110 кВ /3,4/, требованиями стандарта (ГОСТ 13109 – 97) на качество электроэнергии в низковольтных сетях /5/. Кроме того необходимо обеспечить приемлемые условия регулирования напряжения на приемных подстанциях 35 – 110 кВ, вследствие ограниченного располагаемого регулируемого диапазона устройств регулирования этих подстанций. Большинство трансформаторов подстанций 110 кВ и в меньшей мере трансформаторы 35 кВ оборудованы устройствами РПН. За их отсутствием регулирование напряжения может выполняться генераторами местных ТЭЦ, регулируемыми конденсаторными батареями, синхронными двигателями и другими управляемыми источниками реактивной мощности. При расчете режима допускается изменение регулируемых параметров в достаточно широких пределах, до тех пор пока параметры режима и схемы не выходят за рамки режимно – технических ограничений и условий (режим является допустимым). При этом их значения оказывают существенное влияние на экономичность режима. Выбор таких параметров вручную без оптимизации чрезвычайно сложен, и даже у опытных и квалифицированных сотрудников почти всегда приводит к ухудшению экономичности. Поэтому целесообразно на основании расчета и анализа имеющихся или планируемых установившихся режимов электрических сетей выполнять их оптимизацию, которая приводит к уменьшению потерь активной мощности в результате оптимального выбора приведенных выше параметров режима.

2.1 Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов

В схеме замещения электрической сети содержащей узлов и ветвей известны сопротивления и проводимости элементов, заданы значения нагрузки в узлах нагрузки и значения генерации в узлах источников, а также напряжение одного узла – базисного по напряжению. Требуется определить напряжения в узлах и токи в ветвях. Следует заметить, что параметры схемы замещения электрической сети считаются независящими от тока или напряжения (линейными), задание же нагрузки и генерации постоянными значениями мощностей или нагрузки ее статическими характеристиками соответствует нелинейному элементу. Таким образом установившиеся режимы описываемые линейными параметрами схемы и нелинейными параметрами источников и нагрузки описываются нелинейными алгебраическими уравнениями – нелинейными уравнениями установившегося режима (УУР).

В качестве неизвестных принимаются узловых напряжений, то режим описывается узловыми уравнениями вытекающими из первого закона Кирхгофа и закона Ома. Напряжение одного из узлов (базисного) задается перед расчетом. В общем случае базисный по напряжению и балансирующий по и узлы могут не совпадать. Однако для простоты изложения будем считать базисный по напряжению и балансирующий по и один и тот же узел, который будем называть балансирующим.

В сети переменного тока уравнения узловых напряжений (УУН) приводятся к системе действительных уравнений порядка . Для этого представляют матрицы и вектор-столбцы с комплексными элементами в виде сумм матриц и вектор-столбцов с действительными элементами.

При расчете потокораспределения электрической сети со схемой, насчитывающей узел, заданными величинами являются независимых параметров режима. Остальные (зависимые) параметры определяются путем решения УУР, а также расчетов по простым формулам. Выбор независимых параметров, названных выше, определяется следующими соображениями. Активные и реактивные нагрузки потребителей определяются по прогнозу или по значениям имеющим место при эксплуатационных замерах, активные мощности станций (кроме балансирующей) так же задаются из эксплуатационных соображений. В качестве второго независимого параметра для генераторных узлов могут быть заданы напряжения или реактивные мощности.

Уравнения узловых напряжений в матричной форме имеет вид

,

где – матрица собственных и взаимных проводимостей;

– вектор столбец задающих токов, элементы которого определяются выражением

;

– заданное напряжение балансирующего узла.

Эти уравнения можно записать в виде действительных уравнений,

.

Эти уравнения справедливы при =0, то есть при равенстве нулю фазы напряжения балансирующего узла.

Матрица собственных и взаимных проводимостей играет важную роль в расчетах установившихся режимов. Эта матрица проводимостей состоит из взаимных проводимостей и собственных проводимостей, значения которых вычисляются в начале расчета на ЭВМ. Важнейшим свойством матрицы собственных и взаимных проводимостей является большое количество нулевых элементов – слабая заполненность, так как в электрической системе каждый узел связан лишь с небольшим количеством соседних узлов. Возможность использования слабой заполненности матрицы является важным свойством, которое надо учитывать при рассматривании методов решения УУН.

Как указывалось выше, найденные в результате решения УУР зависимые параметры режима могут не удовлетворять условиям допустимости режима. Например, могут выходить за допустимые пределы напряжения в неопорных и нагрузочных узлах, реактивные мощности в опорных узлах, токи ветвей. При расчете установившегося режима обычно предусматривается только учет ограничений в форме неравенств наложенных на реактивные мощности в узлах с заданными и (генерирующие узлы). Эти ограничения имеют вид

.

В случае нарушения ограничения, реактивная мощность закрепляется на нарушенном пределе и узел переходит в разряд неопорных с заданными и предельным значением . Однако при этом могут быть нарушены ограничения по напряжениям в данном или соседних узлах.

Данные ограничения при расчете установившегося режима не обеспечивают ввода режима в допустимую область, хотя возможность этого как правило имеется, для этого необходимо изменить заданные значения и в других узлах или коэффициенты трансформации трансформаторов. Однако эти более строгие методы введения режима в допустимую область применяются в алгоритмах оптимизации режимов. При расчете же установившихся режимов используется только закрепление реактивной мощности в случае нарушения ее пределов.

2.2 Методы решения УУР

В применяемом при расчетах установившихся режимов ШРЭС программно-вычислительном комплексе "RASTR" для решения УУР используется комбинация двух методов: метода Зейделя и метода Ньютона. При этом метод Зейделя используется в качестве стартового алгоритма (для оценки начальных приближений), а основным методом является классический метод Ньютона.

Метод Зейделя представляет собой незначительную модификацию метода простой итерации. Итерационное выражение метода простой итерации в матричном виде:

.

Элементы матрицы В – безразмерные величины вида , k≠j , а элементы вектора b имеют размерность напряжений, , k, j=1, 2, 3.

Основная идея метода Зейделя в отличие от простой итерации заключается в том, что найденное (i+1)-е приближение (k-1)-го напряжения U(i+1)>(>>k>>-1)> сразу же используется для вычисления следующего, k-го напряжения U(i+1)>k> . Иными словами, полученное (i+1)-е значение напряжения сразу же используется для вычисления (i+1)-го значения напряжений U>2>, U>3> и т. д.

По методу простой итерации (i+1)-е приближение k-го напряжения U(i+1)>k> для системы n-го порядка вычисляется по следующему выражению:

.

По методу Зейделя (i+1)-е приближение k-го напряжения U(i+1)>k> вычисляется так:

.

Как правило, метод Зейделя надежнее и быстрее сходится, чем метод простой итерации. Кроме того, метод Зейделя требует несколько меньшей памяти, чем простая итерация, так как необходимо помнить только один вектор переменных. При решении по Зейделю, уравнений узловых напряжений сразу после вычисления (i+1)-е приближение (k)-го напряжения U(i+1)>(>>k>>) >записывается в ту же ячейку памяти, где ранее хранилось (i)-е приближение U(i)>(>>k>>)>. При использовании простой итерации необходимо помнить два вектора узловых напряжений, с ответствующих (i)-му и (i+1)-му шагам /6/.

Алгоритмическая реализация метода Зейделя столь же проста, как и простой итерации. Единственное изменение в алгоритме расчета состоит в засылке вычисленного U(i+1)>(>>k>>)>, в то же место памяти, где ранее хранилось U(i)>(>>k>>)>. Поскольку метод простой итерации не имеет никаких преимуществ перед методом Зейделя, при практических расчетах установившихся режимов электрических систем на ЭВМ всегда используется метод Зейделя, а не простая итерация.

Если метод Зейделя сходится быстро и для решения системы n-го порядка требуется менее n шагов, то при расчете на ЭВМ получим выигрыш во времени в сравнении с точными методами, например с методом Гаусса. Это вытекает из того, что число арифметических операций, необходимых для одного шага метода Зейделя, пропорционально n2, а общее число арифметических операций, например в методе Гаусса, пропорционально n3. Приведенное соотношение числа операций справедливо для расчетов установившегося режима, если не учитывается слабая заполненность матриц узловых проводимостей. В то же время и в случае учета слабой заполненности этих матриц метод Зейделя, если он сходится быстро, требует меньше времени ЭВМ, чем точные методы. Отдельное достоинство этого метода заключается в быстром приближении к области решения в течении нескольких начальных итераций, поэтому он и используется в качестве стартового в ПВК "Rastr". В дальнейшем сходимость метода замедляется, поэтому он и не получил широкого применения в качестве основного метода расчета.

Другое важное достоинство метода Зейделя состоит в простоте алгоритма и в удобстве его реализации на ЭВМ. Он особенно эффективен при учете слабой заполненности матрицы узловых проводимостей, поскольку алгоритм такого учета в методике Зейделя весьма прост. В результате экономия памяти при использовании метода Зейделя становится тем существенней, чем больше узлов содержит электрическая система. Применение специальных методов учета слабой заполненности при применении точных методов несколько уменьшает преимущество метода Зейделя с точки зрения необходимого объема памяти ЭВМ. Однако в точных методах такой учет алгоритмически сложен и даже при его применении метод Зейделя все равно требует меньше памяти ЭВМ.

Существенный недостаток метода Зейделя - его медленная сходимость или даже расходимость при расчете электрических систем с устройствами продольной компенсации, с трехобмоточньтми трансформаторами, когда сопротивление обмотки среднего напряжения очень мало, а так же при расчетах предельных и неустойчивых режимов.

Метод Ньютона пригоден для решения обширного класса нелинейных уравнений. Идея метода Ньютона состоит в последовательной замене на каждой итерации системы нелинейных уравнений некоторой линейной системой, решение которой дает значения неизвестных, более близких к решению нелинейной системы, чем исходное приближение. Решая линейное уравнение определяем поправку Δx(1) к начальному приближению:

Δx(1)= x(1)- x(0).

За новое приближение неизвестного принимаем:

x(1)= x(0)+ Δx(1).

Аналогично определяем следующие приближения:

x(i+1)= x(i)+ Δx(i+1).

Итерационный процесс сходится если функция невязок будет близка к нулю. Сходимость считается достигнутой, если абсолютная величина невязки меньше заданной, т. е. при

.

Уравнение узловых напряжений в форме баланса мощностей для k-го узла записывается в виде:

.

В этом выражении для удобства записи слагаемое внесено в сумму, причем балансирующему узлу присвоен номер n+1. Для того, чтобы оперировать с вещественными величинами, выделяют действительные и мнимые части в этом уравнении. В качестве неизвестных при решении уравнений установившегося режима используются модули и фазы напряжений в узлах. Уравнения баланса мощностей при таких переменных можно получить в следующем виде:

;

;

где δ>kj>=δ>k>> >- δ>j> ; k = 1,…,n.

В этом случае

,

элементы матрицы Якоби – это частные производные небалансов активной и реактивной мощностей по модулям и фазам напряжений узлов. Если активные и реактивные мощности заданы во всех узлах, то число уравнений узловых напряжений баланса мощности и число переменных равно 2n.

Метод Ньютона широко применяется для расчетов установившихся режимов на ЭВМ. Он не мог претендовать на практические применения в задачах расчета сетей до использования ЭВМ из-за трудоемкости вычисления матрицы производных. Широкое применение для расчетов установившихся режимов на ЭВМ метод Ньютона получил с 60-х годов /6/.

Матрица Якоби системы уравнений установившегося режима слабо заполнена, как и матрица Y>у>. Поэтому в расчетах режимов на ЭВМ на каждом шаге метода Ньютона можно использовать способы учета слабой заполненности. Важнейшие преимущества метода Ньютона в расчетах установившихся режимов на ЭВМ – быстрая квадратичная сходимость и возможность учета слабой заполненности матрицы производных. Метод Ньютона можно успешно применять для расчетов установившихся режимов при их комплексной оптимизации.

Метод Ньютона требует столько же памяти ЭВМ, сколько при решении на каждом шаге линейных уравнений узловых напряжений по Гауссу, т. е. больше, чем по методу Зейделя но значительно меньше, чем при использований матрицы Z>у>. Для увеличения скорости и надежности расчета установившегося режима применяются различные модификации метода Ньютона.

По окончании расчета установившегося режима можно приступать к его оптимизации.

2.3 Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов

При передаче электрической энергии от шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и прочие эффекты. При анализе потерь электроэнергии принято различать следующие виды потерь:

- отчетная величина потерь электроэнергии в энергосистеме – определяемая как разность между количеством электроэнергии, отпущенной в сеть собственными электростанциями, электростанциями других ведомств и соседними энергопредприятиями, и реализованной электроэнергией, вычисленной по сумме оплаченных счетов от потребителей;

- расчетная или техническая величина потерь, определяемая по известным параметрам режимов работы и параметрам элементов сети, она обусловлена расходом электроэнергии на нагрев проводников и создание электромагнитных полей;

- коммерческие потери – определяемые как разность между отчетными и техническими потерями, они обусловлены несовершенством системы учета, неодновременностью и неточностью снятия показаний счетчиков, погрешностью используемых приборов учета, неравномерностью оплаты электропотребления, наличием безучетных потребителей, хищениями и т. д.

Оптимизация режимов работы ВЭС в данной работе будет нацелена на снижение именно технической величины потерь электроэнергии.

Оптимизация режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации является частью комплексной задачи оптимизации режима "по всем переменным", т. е. задачи экономического распределения активных и реактивных мощностей с учетом ограничений по надежности и качеству энергии. Однако влияние основных переменных – активных мощностей электростанций – на распределение реактивных мощностей весьма значительно, а обратное влияние относительно невелико. Этим оправдывается практическое решение задачи оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации как задачи "дооптимизации" режима при заданном распределении активных мощностей.

Практически решение задачи оптимизации режима энергосистем по напряжению и реактивной мощности сводится к следующему. Для центров питания с возможностью независимого регулирования напряжения (в пределах, ограниченных располагаемыми техническими средствами) устанавливаются графики желательных и предельно допустимых уровней напряжения (таблица 1.2), и эти центры служат контрольными точками по режиму напряжения. Кроме того, выбираются контрольные точки по напряжению в узлах основной сети, поддержанием заданного графика в которых обеспечиваются требуемые уровни напряжения в центрах питания, не имеющих собственных (местных) средств регулирования напряжения.

Отметим, что полученное значение потерь электроэнергии после реализации всех рекомендаций в общем случае будет отличаться на величину коммерческих потерь и некоторого значения (не обязательно положительного), обусловленного не учетом влияния погодных условий.

Таблица 2.1 – Графики желательных и предельно допустимых напряжений в киловольтах

Режим

Класс напряжения, кВ

1

6

10

35

110

220

500

2, 3, 4

6

10

35

110

220

500

Поясним на примере обозначенную выше взаимосвязь между потерями мощности и значениями напряжения в узлах, реактивной мощности источников и коэффициентов трансформации. Рассмотрим фрагмент сети, схема замещения которого в общем случае содержит следующие комплексные параметры (рис. 2): продольное сопротивление (проводимость ) с нагрузочными потерями при протекании тока нагрузки по линиям и трансформаторам и поперечную проводимость (шунт проводимости) , отражающую преимущественно потери холостого хода трансформаторов, компенсирующих устройств и линий. В схеме замещения учтен идеальный трансформатор с действительным оэффициентом трансформации (), поскольку в данных сетях производится только продольное регулирование напряжения и перераспределение реактивной мощности. Комплексные значения напряжения в начале участка и в его конце , различается падением напряжения и объединенные трансформацией в виде

,

определяются из расчетов исходного и оптимального режимов. В электрических сетях 35-110 кВ потери напряжения в основном определяются продольной составляющей падения напряжения

,

величина которой, а следовательно и значения напряжений в узлах в силу соотношения преимущественно определяется потоками реактивной мощности.

Рисунок 2 – Общий фрагмент схемы замещения электрической сети

Взаимосвязь параметров данной оптимизационной задачи можно представить с помощью известных формул. Потери активной мощности

, ,

зависят от величины тока в продольной части схемы замещения (рис. 2)

,

и в ее поперечной части

.

Анализируемые потери мощности выразим через модули напряжений и потери напряжения: в продольной части схемы замещения в виде

,

или иначе ,

а также в виде

;

в поперечной части

, .

Отметим также зависимость потоков активной и реактивной мощностей

,

,

и зарядной (емкостной) мощности шунтов

, ,

от оптимизируемых значений напряжений и трансформаций.

В итоге для электрической сети с n узлами суммарные потери мощности предстают в виде

,

Точное суммирование (интегрирование) потерь мощности в сети с m – ветвями и n – узлами при неизменном в период времени составе и схеме позволяет определить суммарные потери электроэнергии в виде

.

Из выражений (2.22) следует, что для снижения нагрузочных потерь необходимо увеличить напряжение в узлах сети и в целом уровень (среднее значение) напряжения в ней. В то же время для снижения потерь холостого хода (2.23) уровень напряжения необходимо снижать. Воздействовать на напряжения и нагрузочные потери согласно выражениям (2.15), (2.16), (2.17) можно также путем снижения реактивных нагрузок продольных элементов сети, что достигается компенсацией реактивных нагрузок потребителей либо более благоприятным перераспределением перетоков реактивной мощности в ветвях замкнутой сети /4, 7, 8/. Оба указанных мероприятия могут быть реализованы в ПЭС с помощью местных источников реактивной мощности, регулируемых трансформаторов в замкнутых контурах и оптимальным размыканием контуров. Поскольку потери мощности зависят от режима напряжений (2.20) - (2.23), а последний тесно связан с распределением реактивной мощности и трансформациями в сетях (2.15), (2.26), (2.27), понятие регулирования напряжения, реактивной мощности и коэффициентов трансформации объединяют, а соответствующую задачу решают совместно /9, 10/.

Таким образом анализ составляющих потерь (2.20), (2.21), (2.22) в составе выражения их суммарных значений (2.26), (2.27), показывает, что экономичность режимов работы сетей в значительной мере зависит от сочетания коэффициентов трансформации и реактивных мощностей источников, влияющих на напряжения узлов, правильный выбор которых позволяет улучшить режим напряжений узлов и снизить потери мощности и энергии.

В итоге возникает оптимизационная задача определения таких взаимосвязанных напряжений, коэффициентов трансформации и реактивных мощностей источников, при реализации которых суммарные потери активной мощности или электроэнергии сети (2.26) будут минимальны.

При этом задача оптимизации режимов ЭС, относится к классической задаче нелинейного математического программирования, в общем случае имеет следующую формулировку /11, 12/: для (n+1) узлов ЭЭС найти минимум целевой функции

,

соответствующей функции суммарных потерь активной мощности (2.26) или ЭЭ (2.27) при условии баланса мощностей в узлах

, , ;

, , , ;

и при выполнении эксплуатационных и технических ограничений в виде неравенств

, ;

, ;

, .

Предусмотрено разделение переменных на зависимые (базисные) и независимые (регулируемые) переменные.

Ограничения в виде равенств (2.29), (2.30) накладываются на активные и реактивные мощности в узлах потребления (нагрузки) и активные мощности в узлах генерации . Простые режимные ограничения (2.31) - (2.33), удерживающие оптимизируемые переменные в допустимых пределах, накладываются на реактивные мощности источников , напряжения во всех пунктах сети и коэффициенты трансформации в регулируемых трансформаторах.

В общем случае балансовые ограничения (2.29), (2.30) контролируются на каждом шаге оптимизации с помощью уравнений установившихся режимов, нарушение простых ограничений (2.31) - (2.33) – добавкой к целевой функции (2.28) штрафной составляющей или (и) фиксацией переменных на нарушенных граничных значениях, сопровождаемых сменой состава зависимых и независимых переменных (смена базиса). Так при нарушении ограничений (2.31), реактивная мощность источников закрепляется на нарушенных пределах с увеличением на величину количества ограничений (2.30). Выход за пределы напряжения в м генераторном узле учитывается заменой (добавкой) соответствующего уравнения в системе (2.30) уравнением вида

, .

При этом на каждом шаге оптимизации производится анализ возможности снятия переменных с предела, соответственно корректируя количество балансовых уравнений (2.29).

Постановка и решение оптимизационной задачи возможны только при ненулевой степени ее свободы

,

наибольшая величина которой проявляется при отсутствии закрепленных на предельных значениях реактивной мощности или напряжений источников () и коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов () и равна количеству независимых переменных (+).

Фиксация независимых оптимизируемых переменных во всех узлах генерации ( или , ) на соответствующих пределах сводит задачу оптимизации (2.28) - (2.33) к решению 2-мерной системы нелинейных УУР (2.29), (2.30).

Методика решения предусматривает на каждом шаге оптимизации:

а) расчет установившегося режима при заданных значениях регулируемых параметров и определение значения целевой функции;

б) выполнение шага оптимизации, на котором происходит изменение регулируемых (независимых) параметров;

в) сопоставление целевой функции с предыдущим значением.

Решение данной оптимизационной задачи выполняется, как правило, на основе градиентных методов в детерминированной или стохастической постановках /11, 12/.

2.4 Описание метода оптимизации

Целевую функцию оптимизации (2.28) можно записать подробно в виде

,

где - нарушение ограничения (2.32), определяемое из выражения

=, если ;

=0, если ;

=, если ;

где - штрафной коэффициент, подбирается эмпирически.

Для определения наилучших напряжений источников, генераций реактивной мощности из источников и коэффициентов трансформации организуется итерационный процесс на каждой стадии которого определяется:

Допустимое направление максимального уменьшения целевой функции (2.36)

,

где - весовой коэффициент, учитывающий различные физические единицы и ;

2 Направление изменения зависимых переменных (), необходимое для соблюдения баланса мощностей при изменении независимых переменных в направлении ;

3 Из условий ненарушения (2.31) - (2.33) и (2.37) - (2.39) находится максимальный допустимый шаг в направлении ;

4 Вычисляются значения функции в трех точках , , . Определяется , соответствующий минимальному значению функции на интервале . Если =0, то производится деление шага пополам = и на новом интервале вновь определяется . Процедура деления шага повторяется не более оговоренного в параметрах оптимизации числа раз и, если останется =0, то оптимизация прекращается;

5 Если ограничением шага послужило одно из ограничений (то есть => > ) – производится смена набора независимых переменных;

6. Новые значения переменных,

;

7 Рассчитываются небалансы мощности и, в зависимости от их величины, досчитывается новый установившийся режим.

Помимо этого, через определенное число итераций проводится полная проверка набора независимых переменных для генераторных узлов типа , и , . Им присваивается тип , и находится знак . Eсли приращение направлено вне допустимой области, определяемой (2.37) - (2.39), то тип , или , восстанавливается или в противном случае тип , сохраняется.

Окончание оптимизации определяется по величине межитерационного снижения потерь

;

;

где , - заданные точности;

- номер итерации и штрафной составляющей.

В связи с тем, что длина шага на отдельной итерации может быть очень малой из-за ограничений, что приведет к неоправданно малому снижению потерь и штрафной составляющей на итерации, соблюдение условий (2.42) - (2.43) требуется на некотором числе смежных итераций, задаваемых дополнительным параметром.

3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС

3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации

Расчеты установившихся режимов и их оптимизация выполнялись при помощи ПВК "RASTR".

3.1.1 Характеристика ПВК "RASTR"

Комплекс "RASTR" предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем. "RASTR" позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, также предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами. В комплекс включена функция оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности коэффициентам трансформации.

"RASTR" не имеет программных ограничений на объем рассчитываемых задач. Захват оперативной памяти определяется размером рассчитываемой схемы, для расчета схем свыше 1000 узлов может оказаться необходимым нарастить оперативную память свыше 4 Мб.

В процессе работы программой могут создаваться три типа файлов:

*.rge – содержат информацию об исходных данных и режиме схемы и требуют 1 Кбайт дисковой памяти на 10 узлов схемы;

*.uk – содержат информацию о траектории утяжеления;

*.cxe – содержат информацию о графическом образе схемы.

Необходимые для расчетов данные вводятся при помощи встроенного в комплекс редактора.

Данные о узлах представляются в следующем формате:

Район – номер района, к которому относится узел (до 255);

Номер – номер узла;

N – номер статической характеристики (0 – не задана, 1 – стандартная, для 6-10 кВ, 2 – стандартная для 110-220 кВ (обе "зашиты" в программу), 3-32000 - задаются пользователем в таблице "Полиномы";

Название – название узла (от нуля до двенадцати символов;

U>ном> – номинальное напряжение или модуль напряжения, кВ;

P>наг>,Q>наг> – мощность нагрузки;

P>ген>, Q>ген> – мощность генерации;

Q>min>, Q>max> – пределы генерации реактивной мощности;

G>шунт>, B>шунт> – проводимость шунта на землю, мСм;

V, Delta – модуль и угол напряжения;

X>г> – сопротивление генератора (зарезервировано для дальнейшего использования);

К>ст> – крутизна статической характеристики активной мощности по частоте, если К>ст> >0 регулирование осуществляется изменением мощности генерации (поле Р>ген>), если К>ст><0 – изменением нагрузки, если К>ст>=0 – узел в регулировании частоты не участвует;

U>min>, U>max> – диапазоны изменения напряжения, кВ;

P>ном> – номинальная мощность нагрузки или генерации (в зависимости от знака К>ст>), используемая для вычисления частотного эффекта;

Р>min>, P>max> – диапазоны изменения мощности генерации в узлах регулирующих частоту;

Район 2 – номер второго района, к которому относится узел.

Активные (реактивные) мощности могут вводиться в кило- или мегаваттах (квар, Мвар).

Данные о ветвях представляются в формате:

N>нач>, N>кон> – номера узлов, ограничивающих линию;

N>п> – номер параллельной ветви;

R, X – активное и индуктивное сопротивления ветви, (Ом);

G, B – проводимости ветвей, мкСм, для шунтов П – образной схемы (B<0), для трансформатора проводимость шунта Г – образной схемы (B>0);

K>т\в>, К>т\м >– вещественная и мнимая составляющие коэффициента трансформации;

I>доп> – допустимый ток ветви;

К>r,min> K>r,max> – диапазоны изменения вещественной части коэффициента трансформации

K>i,min> K>i,max> – то же для мнимой части;

БД – номер транформатора в базе данных;

N>anc> – номер анцапфы;

K>дел> – коэффициент деления потерь на межситемных линиях, потери разносятся по следущим формулам: (1-К>дел>)·ΔP>ЛЭП> – к району, которому принадлежит узел начала линии (N>нач>); К>дел>·ΔP>лин> – к району, которому принадлежит узел конца линии (N>кон>).

Сопротивление ветви должно быть приведено к напряжению U>нач>, а коэффициент трансформации определяется как отношение U>кон>/U>нач>. При задании ветви с нулевыми сопротивлениями она воспринимается как выключатель.

Кроме этого в комплексе так же имеются таблицы, куда заносятся данные характеризующие районы, полиномы статических характеристик нагрузки и анцапфы трансформаторов.

В таблицу "Районы" вводят следующие данные:

Номер – номер района;

Номер2 – номер дополнительного (второго) района, каждый узел может находится в двух независимых районах;

Название – название района;

dP>н>, dQ>н>, dP>г >– коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).

Таблица "Полиномы" содержит данные о статических характеристиках нагрузки:

СХН – номер статической характеристики нагрузки;

Р>0>, Р>1>, Р>2>, Р>3> – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;

Q>0>, Q>1>, Q>2>, Q>3> – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;

Полиномы могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.

Данные о трансформаторах вносятся в таблицу "Анцапфы":

N>бд> – номер трансформатора в базе данных;

Название – его название (необязательно);

EИ – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести любой символ, отличный от % или пробела, будет предполагаться киловольт;

"+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");

Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V>(рег)>, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле К>т>=(V>рег> + dV)/V>нр> (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле К>т>=(V>рег>+dV)/(V>нр>+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;

К>нейтр> – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;

V>(нр)> – напряжение нерегулируемой ступени;

V>(рег)> – наряжение регулируемой ступени;

N>anc> – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости от поля ЕИ).

Данные по анцапфам задаются в отдельном файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.

В комплексе имеется возможность прочитать и(или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).

Расчетный блок комплекса представляет собой дальнейшее развитие программы Уран-1000, включенной в состав КУРС-1000 и RGM. При расчете установившегося режима позволяется изменять точность расчета, предельное число итераций, запретить использование стартового алгоритма (плохо работает при наличие УПК) или начать расчет с плоского старта (номинальные напряжения и нулевые углы – самое надежное исходное приближение). Так же можно изменить необходимую точность для контроля ограничений по реактивной мощности, допустимые границы изменения рассчитываемых параметров, при нарушении которых фиксируется аварийное окончание расчета.

В комплекс включена программа оптимизация режима по реактивной мощности методом приведенного градиента (описание приведено в подразделе 2.4). В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:

1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.

2) контролируемые узлы, в которых заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать напряжения внутри ограничений, но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).

Для трансформаторов, имеющих регулирование задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.

Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.

Кроме этого имеется очень полезная функция – "Однородная". При выполнении этой команды реактивное сопротивление линий, входящих в замкнутые контуры, пересчитывается пропорционально активному с заданным коэффициентом. При задании этого параметра отрицательным, коэффициент выбирается по отношению реактивных и активных потерь. После пересчета выполняется расчет режима полученной однородной сети. Этот режим соответствует так называемому "естественному" потокораспределению, имеющему наименьшие потери активной мощности. После выполнения расчета отмечаются точки потокораздела в контурах, т.е. те узлы в которых целесообразно производить размыкание контура.

Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией /13/.

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.

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

0,012

0,34

0,014

0,37

0,023

0,56

0,020

0,54

110

0,664

19,26

0,916

24,06

1,034

25,53

0,893

23,64

35

0,269

7,80

0,325

8,55

0,396

9,76

0,301

7,96

Общие

0,945

27,40

1,265

32,98

1,452

35,86

1,214

32,14

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

500

0,003

0,10

0,004

0,10

0,006

0,15

0,006

0,15

220

0,041

1,18

0,067

1,75

0,081

2,00

0,070

1,84

110

0,080

2,33

0,121

3,18

0,162

4,00

0,132

3,48

35

0,036

1,03

0,042

1,12

0,050

1,24

0,039

1,04

Общие

0,160

4,64

0,234

6,15

0,299

7,39

0,247

6,51

постоянные (поперечные)

500

0,796

23,07

0,796

20,90

0,796

19,64

0,796

21,06

220

0,427

12,37

0,424

11,14

0,422

10,42

0,424

11,22

110

0,950

27,56

0,932

24,47

0,921

22,73

0,932

24,65

35

0,171

4,95

0,166

4,36

0,160

3,95

0,167

4,42

Общие

2,344

67,95

2,318

60,87

2,299

56,74

2,319

61,35

Общие тр-ах

2,503

72,60

2,552

67,02

2,598

64,14

2,564

67,86

Общие в сети

3,448

100,0

3,808

100,0

4,051

100,0

3,779

100,0

Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.

В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.

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.

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. Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: 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, определенный из выражения

,

составляет 96,2-96,7%.

Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии

,

определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов и суммарных потерь в стали трансформаторов на характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).

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

0,108

0,12

19,104

21,28

19,212

21,40

220

0,387

0,43

1,512

1,68

10,188

11,35

12,087

13,46

110

20,688

23,04

2,847

3,17

22,443

24,99

45,978

51,21

35

7,533

8,39

0,978

1,09

4,002

4,46

12,513

13,94

Общие потери ЭЭ

28,608

31,86

5,445

6,06

55,737

62,07

89,79

100

КПД сети по энергии определенный из выражения

,

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.

3.2.2 Анализ летнего периода

Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.

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

0,005

0,18

0,007

0,25

0,006

0,19

0,007

0,23

110

0,489

16,51

0,569

19,16

0,582

19,56

0,510

17,56

35

0,031

1,06

0,037

1,26

0,034

1,15

0,040

1,36

Общие

0,525

17,75

0,614

20,67

0,622

20,90

0,557

19,16

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

500

0,002

0,07

0,002

0,08

0,002

0,07

0,002

0,08

220

0,011

0,36

0,017

0,57

0,016

0,52

0,014

0,50

110

0,023

0,78

0,040

1,35

0,030

1,01

0,028

0,96

35

0,004

0,13

0,005

0,18

0,005

0,17

0,005

0,17

Общие

0,040

1,34

0,064

2,18

0,053

1,77

0,049

1,71

постоянные (поперечные)

500

0,780

26,36

0,780

26,26

0,780

26,22

0,780

26,84

220

0,435

14,69

0,350

11,78

0,351

11,79

0,349

12,01

110

1,005

33,96

0,992

33,40

1,000

33,59

0,996

34,26

35

0,175

5,90

0,170

5,71

0,170

5,72

0,175

6,01

Общие

2,395

80,91

2,292

77,15

2,301

77,32

2,300

79,12

Общие тр-ах

2,435

82,25

2,357

79,33

2,354

79,10

2,350

80,84

Общие в сети

2,960

100,0

2,971

100,0

2,976

100,0

2,907

100,0

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм2. Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм2 и около 0,08 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм2, что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.

КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).

КПД сети по энергии составляет 93,6%.

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

0,048

0,07

18,720

26,42

18,768

26,49

220

0,153

0,22

0,351

0,50

8,907

12,57

9,411

13,28

110

12,861

18,15

0,756

1,07

23,934

33,78

37,551

53,00

35

0,861

1,22

0,114

0,16

4,140

5,84

5,115

7,22

Общие потери ЭЭ

13,875

19,59

1,269

1,79

55,701

78,62

70,845

100

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 ("БУР, сторона СН второго трансформатора") – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 ("Итатская", сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 ("Новый Огур", сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 ("Петропавловка", сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 ("Шушь, сторона ВН второго трансформатора") – 36,4 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 1702 ("Н-Алтатка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 ("Шарыпово", сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 ("Грузенка") – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 ("Шарыпово", сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Курбатово") – 34,9 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) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,8 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.

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.

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

Показатели качества электрической энергии являются режимными параметрами и связаны с балансом мощностей в системе, т.е. в каждый момент времени в электрической системе должно обеспечиваться равенство генерации и потребления энергии с учетом потерь мощности в электрических сетях /5/.

Конкретному балансу мощностей соответствуют вполне определенные значения частоты и напряжения - основные показатели качества электрической энергии (ПКЭ).

Нарушение некоторого исходного баланса мощностей приводит к установлению- нового режима в системе, в котором вновь балансируются генерируемые и потребляемые мощности, однако при иных показателях качества.

В России с 1 января 1999 года введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Стандарт устанавливает одиннадцать показателей качества электрической энергии (ПКЭ) /6/:

- установившееся отключение напряжения;

- размах изменения напряжения (величина резкого скачка напряжения в зоне ±10 % номинального напряжения);

- доза фликера (накопленное воздействие резких скачков напряжения с разными размахами, произошедших в течение установленного в стандарте интервала времени);

- длительность провала напряжения (кратковременной посадки напряжения за уровень минус 10 %);

- коэффициент искажения синусоидальности;

- коэффициент n-й гармонической составляющей;

- коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности;

- импульсное напряжение;

- коэффициент временного перенапряжения;

- отключение частоты.

Значение ПКЭ в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течении не менее 95 % времени каждых суток значения ПКЭ должны не выходить за пределы нормальных значений.

Влияние низкого качества электрической энергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электрической энергии; сокращения срока службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшение качества, и иногда и браку.

Отклонение параметров электроэнергии от установленных стандартом ухудшают условия эксплуатации элекрооборудования энергосистем и потребителей и вызывают дополнительные затраты. Таким образом появляется ущерб от работы на пониженных ПКЭ, который в настоящее время учитывается косвенно - посредством системы скидок (надбавок).

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю электроэнергии низкого качества по отклонениям напряжения и частоты, а также при отпуске электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной и нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебаний напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине потребителей качества электрической энергии по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной, нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебания).

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателя качества определяется по таблице 5 /5/ и лежит на пересечении двух показателей: по вертикали Т>1>, а по горизонтали Т>2>, где T>1> - относительное время (в %) превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109-97; Т>2> -относительное время (в %) превышения максимального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ.

При определении скидок (надбавок) значения Т>1> и Т>2>; полученные при измерениях, округляются до целых значений процента. Суммарная скидка (надбавка) определяется суммой скидок (надбавок), исчисленных по каждому показателю качества.

При расчетах по двухставочному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней величине двухставочного тарифа, включающего плату за мощность и энергию.

Будем считать, что на основе измерений коэффициента несинусоидальности были получены следующие значения Т>1> и Т>2>:

- T>1> = 10% – значение относительного времени превышения нормального допускаемого значения коэффициента несинусоидальности;

- Т>2> = 1% – относительное время превышения максимального допустимого коэффициента несинусоидальности.

Тогда надбавка за нарушение качества электрической энергии по показателю - коэффициент несинусоидальности составит по /5, с. 44/ 2,0 %.

Можно подсчитать надбавку в рублях на каждый кВт·ч для двухставочного тарифа по формуле (67)

,

где а = 212,32 руб/кВт – относительная ставка, предусматривающая годовую плату за 1 кВт разрешенной потребляемой мощности;

b = 10,84 руб/кВт·ч – дополнительная ставка друхставочного тарифа, предусматривающая плату за 1 кВт·ч активной энергии, учтенной счетчиками;

Н = 2% – надбавка к тарифу на нарушение качества электрической энергии.

руб/кВт·ч.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Организация управления безопасности жизни деятельности и охраны окружающей среды на предприятии

Вопросы охраны на электроэнергетических предприятиях регламентируется рядом законодательных документов:

- Конституцией России;

- КЗоТ России;

а также нормативными документами:

- правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

- правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей;

- правилами безопасности при работе с инструментами и приспособлениями;

- правилами устройства электроустановок;

- системой стандартов безопасности труда.

Согласно КЗоТ России ответственность обеспечения здоровых и безопасных условий труда несет администрация предприятия. Данное трудовое законодательство устанавливает, что ответственность за организацию труда в целом по предприятию несут директор и главный инженер. По отдельным подразделениям такая ответственность возложена на руководителей участков, служб и т.д. Непосредственное руководство безопасностью труда осуществляет главный инженер. На ПЭС ежегодно от имени коллектива, рабочих и служащих заключаются коллективные договора с администрацией ПЭС, в которых предусматривается конкретная работа в области охраны труда (создание комплексных планов оздоровительных мероприятий и т.п.). В соглашениях по охране труда по цехам и участкам администрация предприятия электрических сетей осуществляет:

- разработку, проектирование и приобретение новых средств техники безопасности, охраны труда и их внедрение в производство;

- контроль за внедрением, применением и совершенствованием средств охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды;

- разработку правил внутреннего распорядка;

- организацию и проведение дня техники безопасности;

- организацию обучения и проведения инструктажей по технике безопасности;

- организацию и проведение противоаварийных и противопожарных учений;

- обеспечение персонала средствами коллективной и индивидуальной защиты;

- установление компенсаций и льгот за опасные условия труда;

- строительство санаториев и профилакториев;

- организацию отдыха персонала.

Контроль за соблюдением КЗоТ со стороны администрации ПЭС осуществляется трехступенчато:

- главный инженер, инспектор по ТБ - не реже одного раза в месяц;

- начальник службы не реже одного раза в неделю;

- начальник участка, мастер - ежедневный контроль.

С целью контроля за деятельностью администрации ПЭС создается совет предприятия. Данный орган координирует работу, контролирует деятельность администрации в области безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды, намечает планы внедрения средств и методов предупреждения заболевания и производственного травматизма.

На рабочих и служащих также возлагаются определенные обязанности: соблюдение инструкций ТБ и по охране труда, установленных требований обращения с машинами и механизмами, использование средств индивидуальной защиты, невыполнение обязанностей рабочими и служащими является нарушением трудовой дисциплины.

5.2 Анализ опасностей и условий поражений при эксплуатации и ремонте ЛЭП 110 кВ

Работы, производимые на воздушной линии (ВЛ) согласно ПУЭ /9/ относится к категории с повышенной опасностью, так как эти работы производятся на большой высоте, что требует от ремонтного персонала больших физических и нервно-психических затрат. Эти опасности усугубляются тем, что наличие напряжения на токоведущих частях нельзя обнаружить органами чувств без применения специальных приборов.

Согласно ПУЭ по степени опасности поражения электрическим током ЛЭП приравнивается к электроустановкам, эксплуатирующиеся в особо опасных помещениях. В Л 110 кВ сооружаются трехфазными с глухозаземленной нейтралью. Величина линейного напряжения равна 110, а фазного 63,5 кВ. Ток в ЛЭП переменный с частотой, равной 50 Гц.

Согласно ПУЭ определены наибольшие предельные допустимые уровни тока и продолжительности его воздействия на организм: при длительности воздействия до 0,1 с – допустимый ток 500 мА; до 0,2 с – 250 мА; до 0,5 с – 100 мА, до 0,7 с – 75 мА, до 1,0 с – 65 мА.

Наибольшие предельные уровни напряжений прикосновения: при длитель-ности воздействия до 0,1с наибольшее напряжение прикосновения равно 500 В; до 0,2 с – 400 В, до 0,5 с – 200 В, до 0,7 с – 130 В, до 1 с – 100 В, до 3 с – 65 В. Размеры опасных зон это наименьшие допустимые расстояния, на которые разрешается приближаться к токоведущим частям под напряжением: расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений – 1,0 м; расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов – 1,5 м. При приближении к токоведущим частям возможно появление электрической дуги, которая оказывает на организм термическое и биологическое воздействие. Термическое действие тока проявляется в ожогах отдельных участков тела, нагреве до высокой температуры кровеносных сосудов, нервов, сердца, мозга и других органов, находящихся на пути тока, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства. Биологическое действие тока проявляется в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов. При близком расстоянии от токоведущих частей человек находится в электромагнитном поле, которое также воздействует на организм человека: повышенная утомляемость, вялость, появляются головные боли, ухудшается сон, появляются боли в сердце. Электромагнитное поле воздействует на нервную и иммунную системы организма. Исход, ранее названных электропоражений усугубляют следующие факторы: повышенная влажность воздуха, длительность прохождения тока через организм человека, индивидуальные физиологические особенности человека. Условиями поражения электрическим током являются следующие:

- доступ к токоведущим частям под напряжением в связи с пробоем изоляторов, отсутствием ограждений, плакатов безопасности, отступлением от правил выбора высоты подвески проводов;

- внезапное появление напряжения на металлических корпусах и кожухах электрооборудования в результате нарушения изоляции при ее старении, механических повреждениях,

- случайное появление напряжения на отключенных токоведущих частях вследствие ошибочных или преднамеренных включений, перетоков, обратной трансформации.

Причинами поражения электрическим током являются:

- технические, связанные с конструктивными и проектными ошибками (неправильный выбор количества изоляторов, высоты подвески проводов);

- технологические, связанные с нарушением электрического режима;

- организационные, связанные с некачественным обучением персонала;

- санитарно-технические, связанные с изменчивыми климатическими условиями, с повышенной напряженностью электрического поля, болезненным состоянием организма;

- психологические, связанные с нервными расстройствами работников, моральной несовместимостью работников в бригаде, а также выполнение работ в состоянии алкогольного опьянения и под действием наркотиков.

5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей

Токоведущие части, например провода ЛЭП, располагаются над землей при номинальном напряжении линии 11О кВ на высоте 6-7 метров (с учетом провеса провода), (рисунок 13). Опоры сооружаются металлическими или железобетонными. Провода от опор изолируются с помощью подвесных изоляторов (6-7 изоляторов). На ВЛ прикрепляются предупреждающие знаки "не влезай, убьет". Так же производятся контроль и профилактика изоляторов с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю, а также коротких замыканий. Периодически производят чистку изоляторов от пыли и загрязнений. При осмотрах выявляют поврежденные изоляторы и заменяют их на другие.

Рисунок 13 – Допустимые расстояния от токоведущих частей до различных объектов: 1 – провод; 2 – изоляторы; 3 – грозозащитный трос; 4 – траверса; f – стрела провеса.

5.4 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлической опоре и шагового напряжения

Для предупреждения вероятности случайного появления напряжения на металлических не токоведущих частях и для снижения степени поражения электрическим током на ВЛ применяют быстродействующую релейную защиту. От междуфазных коротких замыканий применяют:

- дистанционную защиту;

- токовую отсечку;

- продольную дифференциальную защиту;

- дифференциально-фазовую защиту.

От однофазных замыканий на землю используется:

- продольная дифференциальная защита;

- дифференциально-фазовая защита;

- токовая защита нулевой последовательности.

Обязательным является защитное заземление опор линий электропередачи. Расчет заземления анкерной опоры В Л 110 кВ рассмотрен ниже. В качестве заземления используется фундамент опоры, представленный на рисунке 14.

Рисунок 14 – Схема заземлителя опоры

На рисунке 14 изображены следующие величины:

- 1 – глубина заложения фундамента, м;

- а – ширина основания заземлителя, мм;

- b, с – расстояния между заземлителями, м. Расчет заземлителя произведем по формуле (70).

где R>заз> – сопротивление заземлителя, Ом;

β – коэффициент, учитывающий форму заземлителя;

ρ – удельное сопротивление грунта, Ом·м.

β = 0,12;

ρ = 40-150 Ом·м – для суглинистой почвы;

l = 2,5-3 м – для линии 110 кВ.

Расчетное сопротивление заземлителя меньше допустимого сопротивления, равное для суглинистой почвы 10 Ом.

Таким образом, согласно ПУЭ данное заземляющее устройство удовлетворяем требованиям, предъявляемым к заземлителям для указанного класса напряжения и выбранного типа почвы.

В общем случае, для предупреждения появления напряжения на металлических нетоковедущих частях ВЛ и шагового напряжения применяются следующие средства и меры безопасности:

- защитное (рабочее) заземление;

- защитное отключение с помощью релейной защиты при коротких замыканиях и других аварийных режимах (замыканиях на землю, перегрузках, перенапряжениях, как коммутационных, так и атмосферных).

Защитным заземлением (расчет которого приведен ранее) называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности. Согласно ПУЭ на ВЛ должны быть заземлены:

- опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты;

- металлические и железобетонные опоры ВЛ 3-35 кВ;

- опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители или другие коммутационные аппараты;

- металлические и железобетонные опоры ВЛ 110-500 кВ без тросов и других устройств грозозащиты.

5.5 Организационные и технические мероприятия при ремонтно-наладочных работах на ВЛ 110 кВ

Целью организационных и технических мероприятий при ремонтно-наладочных работах на ВЛ является обеспечение безопасности ремонтного персонала при проведении ремонта: предупреждение случайного появления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближения на опасное расстояние (вплоть до прикосновения) к токоведущим частям под напряжением /12/. Рассмотрим на примере ремонта элемента ЛЭП со снятым напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются:

- оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевод на друге место, окончания работы.

Работы на ВЛ в отношении мер по технике безопасности подразделяются на работы, выполняемые:

- со снятием напряжения;

- без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутри их;

- без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

- выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- ответственный руководитель работ;

- допускающий;

- производитель работ;

- наблюдающий;

- член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В. Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качества целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ. Ответственный руководитель работ должен иметь группу по ТБ - V. Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд.

Производитель работ отвечает:

- за соответствие подготовленного рабочего места указанием наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

- за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

- за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

- за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

- за безопасное проведение работы и соблюдение правил ТБ им самим и членами бригады;

- за осуществление постоянного контроля за членами бригады. Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а выполняемых по распоряжению - III.

Наблюдающий назначается для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

- за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

- за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

- за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Каждый член бригады должен соблюдать правила ТБ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда.

Наряд выписывается в двух, а при передачи его по телефону, радио - в трех экземплярах.

В тех случаях, когда производитель работ назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.

Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд.

Допускающему и производителю работ (наблюдающему) может быть выдано сразу несколько нарядов и распоряжений для поочередного допуска и

работы по ним. Наряд выдается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы и может быть продлен 1 раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, или другой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в электроустановке.

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе проводиться после получения разрешения от оперативного персонала или уполномоченного на это работника. Разрешение может быть передано выполняющему подготовку рабочего места и допуск бригады к работе персоналу лично, по телефону, радио, с нарочным или через оперативный персонал промежуточной подстанции. Не допускается выдача таких разрешений заранее. Допуск бригады разрешается только по одному наряду.

Допуск к работе по нарядам и распоряжениям проводиться непосредственно на рабочем месте, Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. Началу работ по наряду или распоряжению предшествует целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы.

После допуска надзор за соблюдением бригадой требований безопасности возлагается на производителя работ (наблюдающего), который так организует свою работу, чтобы вести контроль за всеми членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа. Не допускается наблюдающему совмещать надзор с выполнением какой-либо работы.

Перевод бригады на другое рабочее место осуществляет допускающий, также могут выполнять ответственный руководитель или производитель работ. Перевод оформляется в наряде.

При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется с рабочего места, а двери РУ закрываются. После полного окончания работы производитель работ удаляет бригаду с рабочего места, снимает установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрывает двери электроустановки на замок и оформляет в наряде полное окончание работ своей подписью.

Технические мероприятия, обеспечивающие электробезопасность при ремонтно-наладочных работах на В Л заключаются:

- в отключении ремонтируемой линии;

- наложении переносных заземлений на провода линии в месте работы;

- установка ограждений;

- вывешивание на рабочем месте плакатов и знаков безопасности. Напряжение с ремонтируемой линии снимается отключением

коммутационных аппаратов. Провода отключенных коммутационных аппаратов запираются, а на их рукоятке вывешиваются плакаты "Не включать! Работа на линии".

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Для проверки могут применяться указатель напряжения, а также изолирующая

штанга (об отсутствии напряжения в этом случае можно судить по отсутствии искр и потрескивания при приближении штанги к проводу).

После проверки отсутствия напряжения устанавливаем заземления на токоведущие части. Установка и снятие переносных заземлений выполняются в диэлектрических перчатках с применением изолирующей штанги. Переносные заземления присоединяют на металлических опорах - к их элементам; на железобетонных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости, если их нет - к траверсам и другим металлическим элементам опор, имеющим контакт с заземляющим устройством.

Оперативно-ремонтный персонал при проведении ремонтно-наладочных работ на В Л 110 кВ должен обеспечиваться следующими средствами по электробезопасности:

- изолирующими оперативными штангами типа ШОУ-110;

- изолирующими измерительными штангами типа ШИ- НО;

- измерительными клещами;

- изолирующими устройствами и приспособлениями для ремонтных работ (изолирующими лестницами, площадками, тягами, щитовыми габаритниками, захватами для переноски гирлянд изоляторов, изолирующими штангами для укрепления зажимов и для установки габаритников);

- диэлектрическими перчатками;

- диэлектрическими ботами;

- диэлектрическими галошами;

- переносными заземлениями;

- оградительными устройствами;

- предохранительными поясами;

- монтерскими когтями;

- предупредительными плакатами.

5.6 Пожарная безопасность

Воздушния ЛЭП 110 кВ является возможным источником зажигания:

- в аварийных режимах (при однофазных и многофазных замыканиях и замыканиях на землю);

- при перегрузках и перенапряжениях;

- при прохождении в лесной местности вблизи пожароопасных и взрывоопасных помещений, вблизи и при пересечении автомобильных и железнодорожных магистралей.

Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, производством,

изготовлением взрывоопасных и пожароопасных веществ, должно выполняться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

Согласно ПУЭ, пересечение В Л НО кВ и выше с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами запрещается. Допускается пересечение ВЛ с действующими однониточными надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами, а также с действующими техническими коридорами магистральных трубопроводов при прокладке их в насыпи на расстоянии 1000 м в обе стороны от ВЛ.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами рекомендуется принимать близким к 90°.

При сближении с нефтяными и газовыми промысловыми факелами ВЛ должна быть расположена с наветренной стороны. Расстояние от ВЛ до промысловых факелов должно быть не менее 60 метров.

Расстояние при пересечении или сближении В Л 110 кВ с автомобильными дорогами по вертикали от провода до полотна дороги должно составлять не менее трех метров, а по горизонталь от основания опоры до бровки земельного полотна дороги - не менее высоты опоры.

При пересечении или сближении ВЛ с железными дорогами расстояние от основания опоры ВЛ до опор электрифицированного транспорта должно быть не менее высоты опоры плюс три метра.

Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями запрещается, исключение составляют производственные здания и сооружения, выполненные из несгораемых материалов. При этом расстояние по вертикали от проводов ВЛ до здания должно составлять не менее 5 метров.

При прохождении ВЛ по лесным массивам должны быть прорублены просеки. Ширина просек для ВЛ в лесных массивах и зеленых насаждениях должна приниматься:

- в насаждениях низкорослых пород высотой до четырех метров - не менее расстояния между крайними проводами плюс по три метра в каждую сторону от крайних проводов;

- в насаждениях высотой более четырех метров для радиальных В Л НО кВ и ниже, служащей единственным источником питания потребителей, - не менее расстояния меду крайними проводами плюс расстояние, равное высоте основного лесного массива, с каждой стороны от крайних проводов ВЛ.

5.7 Экологичность проекта

Развитие энергетики оказывает неблагоприятное воздействие на различные компоненты природной среды:

- атмосферу (потребление кислорода, выбросы газов, паров и твердых частиц);

- гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание водохранилищ);

- литосферу (потребление ископаемых в виде топлива, изменение ландшафта местности, выбросы на поверхность и в недра земли твердых, жидких и токсичных газообразных веществ).

В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрачивая все структурные компоненты нашей планеты.

Вопросы окружающей среды должны решаться на основе системного подхода (анализа), рассматривая при этом систему "человек-производство-окружающая среда" как единую и неразрывную.

При строительстве и эксплуатации воздушных линий электропередачи проявляется ряд факторов, отрицательно влияющих на условия жизни человека, его здоровье, нарушающих и уничтожающих сложившиеся в данной местности (регионе) экосистемы, биогеоценозы, например:

- отчуждение земель, которое, прежде всего сказывается на сельском хозяйстве (неупорядоченное расположение воздушных линий ухудшает целостность полей и кормовых угодий, создаются значительные помехи (опоры ВЛ)) при обработке полей с воздуха;

- нарушение ландшафта при вырубке лесов, производстве земельных работ;

- уничтожение и нарушение почвенного слоя транспортными, монтажными, землеройными машинами в процессе строительства, монтажа и эксплуатации воздушных линий;

- истощение природных ресурсов за чет уничтожения почвенного слоя и растительности;

- нарушение материального баланса почвы вследствие ее загрязнения отходами строительных материалов, используемых при строительстве ВЛ.

Проблема уничтожения и нарушения почвенного слоя при строительстве ВЛ стоит наиболее остро. Почва - одна из основных частей среды, окружающей человека. Она является необходимым условием существования и воспроизводства сменяющих друг друга человеческих поколений, главным средством производства сельского хозяйства. Почва - сложная открытая система, обеспечивающая обмен веществ с другими элементами биосферы.

В современных условиях почва испытывает все возрастающее антропогенное воздействие. Следствием неразумного использования почвы является усиление эрозийных процессов и высокий уровень загрязнения. В результате эрозии теряется 200 т/га почвенного материала. За счет выбросов в почву поступает ежегодно 350 кг/га вредных веществ в год. Загрязнение почвы оказывает влияние на растительность, поверхностные и грунтовые воды.

Сильное загрязнение почвы тяжелыми металлическими и сернистыми соединениями приводит к возникновению техногенных пустынь. В результате почва теряет свое плодородие, необходимое для полноценного развития растений.

В современных условия возрастает актуальность оптимального землепользования в целя сохранения почвенного плодородия, предотвращения загрязнения почвы. В связи с этим при строительстве ВЛ выполняется ряд мероприятий по охране окружающей среды.

При разработке рабочего проекта строительства ВЛ учитывают требования законодательства об охране природы и основ земельного законодательства об охране природы и основ земельного законодательства. Трассу В Л стараются вести по территории малопродуктивных земель. Площадь земель, изымаемых во временное или постоянное пользование, определяют в соответствии с "Нормами отвода земель для электрических сетей 0,4-500 кВ".

В процессе строительства и эксплуатации ВЛ для передвижения транспортных средств, монтажных и землеройных машин используют уже существующие дороги. После сооружения ВЛ земельные участки, используемые при строительстве во временном пользовании, приводятся в прежнее состояние. Черные и цветные металлы, изоляционные материалы - утилизируются.

Для сохранения почвенного слоя проводится рекультивация земель. С целью уменьшения порчи плодородного слоя земли перевозка грузов и основные стоительно-монтажные работы осуществляются в зимний период, когда грунт промерз и защищен слоем снега. В другие периоды, особенно при весенней и осенней распутице применяются механизмы, имеющие небольшое давление на единицу поверхности грунта.

При необходимости нарушения грунта плодородный слой собирается и сохраняется с дальнейшей рекультивацией.

В условиях, где проходимость наземных машин недостаточна; когда обычные методы монтажа неприемлемы, а так же с целью сохранения структуры грунта применяют вертолетную технику.

Различают постоянный отвод земельных площадей и временный - на определенный период. Отвод земель согласуется с землепользователем. Для постоянного пользования по время эксплуатации линии отводятся участки земли, необходимые для периодических осмотров и проведения ремонтных работ. Размер площади для каждой опоры определяется площадью, занимаемой каждой опорой плюс два метра вокруг ее. За участки постоянного отвода (обеспечение, сохранение, предотвращение ухудшения состав почвы, заболачивание) отвечает организация, эксплуатирующая ВЛ.

Выше перечисленные проблемы охраны окружающей среды можно решить, применяя безотходные технологии производства, замкнутые циклы, внедряя новейшие разработки в области очистки отходов, сточных вод, применяя возобновляемые источники энергии (энергию солнечной радиации, ветра

приливов и отливов, геотермальную энергию), снижая потери электроэнергии в процессе производства, передачи и распределения электроэнергии.

Снижение потерь электроэнергии при передаче по ЛЭП рассматривается ниже.

Мероприятия по снижению потерь подразделяются на:

- организационные;

- технические;

- мероприятия по усовершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии.

Организационные мероприятия практически не требуют для их внедрения дополнительных капиталовложений. К ним относят мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации рабочих схем сетей и режимов их работы.

Задача оптимизации состоит в определении установившегося режима электрической сети, при котором были выдержаны технические ограничения и потери активной мощности в сети были бы минимальными. Это осуществляется путем регулирования напряжения и реактивной мощности на электрических станциях и подстанциях средствами регулирования напряжения (РПН, ПБВ, линейные регулировочные трансформаторы, АРВ). Так повышение рабочего уровня напряжения снижает потери электроэнергии в электрических сетях. Однако, при повышении напряжения несколько возрастают потери на корону в ВЛ, но в сетях 110-220 кВ эти потери незначительны.

Снижение влияния неоднородности замкнутых сетей также может привести к снижению потерь электроэнергии. В неоднородных сетях, где отношения активных и реактивных сопротивлений для различных ветвей различны, существуют уравнительные токи, которые и вызывают дополнительные потери электроэнергии. Для снижения влияния уравнительных токов применяют: добавочные ЭДС в виде линейных регуляторов напряжения, вводимые в неоднородные контуры, а также неуравновешенные коэффициенты трансформации.

Размыкание контуров сети производится в точках, при которых достигается минимум потерь электроэнергии.

Другими организационными мероприятиями являются:

- использование генераторов электростанций в качестве синхронных компенсаторов;

- сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования;

- снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

К техническим мероприятиям относятся мероприятия по реконструкции, модернизации или строительству сетей, а так же замене или установке дополнительного оборудования. Таким образом, поддерживая напряжение в допустимых пределах, мы снижаем потери электроэнергии и, следовательно, улучшаем экологию окружающей среды, добывая меньше топлива.

Список использованных источников

1. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов / В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 520 с.

2. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

3. Программно-математический комплекс расчета установившихся режимов электрических систем: Учебно-методическое пособие / А.Э. Бобров, А.А. Герасименко, В.Н. Гиренков, В.В. Нешатаев. – Красноярск: КГТУ, 1999. – 112с.

4. Блок; В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно. – М.: Высш. Школа, 1981. – 304 с.

5. Поликарпова, Т.И. Управление качеством в энергетике: Учеб. пособие /Т.Н. Поликарпова. – Красноярск: КГТУ, 1999. – 99с.

6. ГОСТ 13109-97 Электроэнергия. Требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения.

7. Поликарпова, Т.И. Экономика энергетики. Расчет скидок (надбавок) к тарифам на электрическую энергию: Методические указания / Т.И. Поликарпова, Т.П. Рубан. – КрПИ, 1993. – 20 с.

8. Князевский, Б.А. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Б.А. Князевский. –М.: Энергоатомиздат, 1983. – 336 с.

9. Правила устройства электроустановок / Министерство энергетики РФ. –СПб.: ДЕАи, 2000. – 926с.

10. ГОСТ 121004-85 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования.

11. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. – М.: Издательство стандартов, 1999. – 8 с.

12.Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Издательства НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.

13. Долин, П. А. Справочник по технике безопасности/П.А. Долин. – М.: Энергоатомиздат, 1982. – 800 с.

14.Стандарт предприятия. Общие требования к оформлению текстовых и графических студенческих работ. Текстовые материалы и иллюстрации СТП КГТУ 01-02. – Красноярск.: Изд. КГТУ, 2002. – 52 с.