Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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

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

Задачи проекта:

- повышение эффективности функционирования электросетевых объектов предприятия ;

- снижение затрат на эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях;

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

В данном дипломном проекте представлено :

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

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

- оценка необходимых капиталовложений в развитие электрических сетей предприятия;

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

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

- выполнено проектирование вновь вводимой подстанции;

- разработан проект противопожарной защиты проектируемой подстанции;

- разработаны мероприятия по охране окружающей среды для проектируемой подстанции;

- произведен расчет нормативной численности персонала предприятия;

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



1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 История создания и развития Верхне-Донского предприятия МЭС

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

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

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

1.2 Параметры основного оборудования

Исходными данными для расчета режима являются:

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

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

- данные по ПС - 220 кВ (табл. 1.2);

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

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

Таблица 1.1 Данные по воздушным линиям Верхне-Донского ПМЭС

№	Наименование линии	Марка провода	Длина, км
1	2	3	4
ЛИНИИ 500 кВ
1.	РГРЭС-Тамбов	3хАС 330/43	199,6
2.	Липецк-Тамбов	3хАС300/48	106,6
3.	Тамбов-Пенза	3хАС400/51	264
4.	Балашовская Западная с отпайкой на НВАЭС	3хАСО 482/59,7 АС 400/51	193,9 151,5
5.	Балашовская Восточная	3хАСО 482/59,7	193,8
6.	Липецкая Западная	3х АСО 482/59,7	102,8
7.	Липецкая Восточная	3х АСО 482/59,7	102,8
8.	Липецк-Борино	3хАСО 400	53,5
9.	Елец-Борино	3хАС 330/43	85,4
10.	Новобрянск-Елец	3хАСО 330	240,1
11.	НВАЭС-Борино	3хАС 400/51	208,6
12.	НВАЭС-Воронежская	3х АС 400	95,9
13.	Борино-Воронежская	3хАСО 400	113
Линии 330кВ
14.	Валуйки-Лиски	АС 240/32
Линии 220кВ
15.	Давыдовская 1	АС 400/51	113,9
16.	Давыдовская 2	АС 400/51	113,9
17.	Иловайская 2	АС 400/51	87,9
18.	Стрелецкая 1	АС 400/51	10,8
19.	Стрелецкая 2	АСО 300	11,54
20.	Котовская	АСО300	57,17
21.	Мичуринская	АС 400/51	70,8
22.	Тамбовская 1	АСО 400	54,5
23.	Тамбовская 2	АСО 300 АСО 400	105,76 2,9
24.	Тамбовская 3	АСО 400	55,1
25.	Сокол	АС 400/51	29,63
26.	Металлургическая Правая	АСО 300	35,68
27.	Металлургическая Левая	АСО 300	35,68
28.	Северная Правая	АСО 300	34,0
29.	Северная Левая	АСО 300	34,0
30.	Воронежская 1	АСО 480	156,67
31.	Воронежская 2	АСО 480	156,67
32.	Чириково	АС 300/39	28,3
33.	Елец-Правая	АСО 400	69,0
34.	Елец-Левая	АС 400/51	67,7
35.	Западная Правая	АСО 300	39,2
36.	Западная Левая	АСО 300	39,2
37.	Правобережная Правая	АСО 300	11,9
38.	Правобережная Левая	АСО 300	11,9
39.	Маяк	АС 400/51	23,1
40.	Тербуны 1	АС-300/39	75,8
41.	КС 29-2	АС 400/51	33,9
42.	КС 29-3	АС 400/51	33,2
43.	КС 29-4	АС 400/51	33,4
44.	НВАЭС-Лиски 3	АСО 300/39	42,0
45.	НВАЭС-Лиски 4	АС 400/51	42,4
46.	Маяк	АС-400/51	23,1
47.	Сосна	АС-400/51	19,5
48.	КС 29-1	АС 300/39	42,4
49.	Дон	АС 300/39	42,18
50.	Придонская 1	АС 300/39	123,7
51.	Придонская 2	АС 300/39	102,1
52.	Семилуки 1	АС 240/32	58,67
53.	Семилуки 2	АС 240/32	58,67
54.	Кировская 4	АС 400/51	36,48
55.	Южная 1	АС 400/51	45,86
56.	Южная 3	АС 400/51	36,46
57.	Кировская 2	АС 400/51	45,8
58.	Лиски-Бобров	АС 300/39	48,05
59.	Компрессорная 1	АС 400/51	1,32
60.	Стан правая	АС 300/39	2,38
61.	Стан левая	АС 300/39	2,38
62.	Новая правая	АС 300/39	2,65
63.	Новая левая	АС 300/39	2,65
64.	Ливны 2	АС 300/39	87
65.	Ливны 2отпайка на Тербуны	АС 300/30	41,2

Таблица 1.2

Данные по подстанциям 500, 220 кВ Верхне-Донского ПМЭС

№	Наименование ПС	Кол-во, мощн. АТ (МВА)	Тип АТ,Т
1.	2	3	4
2. 4	ПС -500кВ Тамбовская	2х501	АОДЦТН - 3х167000/500/220/11
3.	ПС-500кВ Борино	2х501	АОДЦТН - 3х167000/500/220/11
4.	ПС-500кВ Елецкая	2х501	АОДЦТН - 3х167000/500/220/11
5.	ПС-500кВ Воронежская	2 х 250	2хАТДЦТН - 250000/500/110/10
6.	ПС-330кВ Лиски	2 х 240 2х200	2хАТДЦТГ - 240000/330/220/11 2х2хАТДЦТГ - 200000\330/220/10,5
7.	ПС-220кВ Мичуринская	2 х 200	2хАТДЦТН-200000/220/10
8.	ПС-220кВ Котовская	2х125	2хАТДЦТН-125000/220/110
9.	ПС-220кВ Тамбов 4	3х125	3хАТДЦТНГ-125000/220/110
10.	ПС-220кВ Компрессорная	8х63	8хТРДЦН-63000/220/6,3
11.	ПС-220кВ Дон	2х125	2хАТДЦТН-125000/220/110
12.	ПС-220кВ Елецкая	3х125	3хАТДЦТН-125000/220/110
13.	ПС-220кВ КС-29	8х63	8хТРДЦН-63000/220
14.	ПС-220кВ Маяк	2х40	2хТРНДС-40000/220
15.	ПС-220кВ Металлурическая	2х250	2хАТДЦТН-250000/220/110
16.	ПС-220кВ Новая	2х200	2хАТДЦТН-200000/220/110
17.	ПС-220кВ Правобережная	3х125	3хАТДЦТНГ-125000/220/110
18.	ПС-220кВ Северная	2х180	2х3хАОТДГ-60/220/110
19.	ПС-220кВ Сокол	125	АТДЦТНГ-125000/220/110
20.	ПС-220кВ Тербуны	2х125	2хАТДЦТН-125000/220/110
21.	ПС-220кВ Бобров	2х125	2хАТДЦТН-125000/220/110
22.	ПС-220кВ Кировская	2х200	2хАТДЦТН-200000/220/110
23.	ПС-220кВ Латная	125 200	АТДЦТН-125000/220/110 АТДЦТН-200000/220/110
24.	ПС-220кВ Придонская	2х200	2хАТДЦТН-200000/220/110
25.	ПС-220кВ Южная	200 135	АТДЦТН-200000/230/121 АТДЦТГУ-135000/121/11



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

Таблица 1.3 Перечень заявок на присоединение новых нагрузок по Липецкому региону

Наименование потребителя	Год ввода	Мощность нагрузки, МВт	Ближайшие ПС, на загрузку которой влияет присоединяемая мощность
ОАО «НЛМК»	2009	98	ПС 220кВ Новая ПС 220кВ Северная
ОАО «НЛМК»	2010	100	ПС 220кВ Металлургическая ПС 220кВ Сокол
ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк»	2009	40	ПС 220кВ Северная
ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк»	2010	260	ПС 500кВ Липецкая ПС 220кВ Металлургическая
ЭЗ «Тербуны»	2010	40	ПС 220кВ Тербуны
МУ «УС г.Липецк»	2009	12	ПС 220кВ Правобережная ПС 220кВ Новая
МУ «УС г.Липецк»	2010	12	ПС 220кВ Правобережная ПС 220кВ Новая
ООО ТЭК Раненбург	2008	16	ПС 220кВ Дон
ОАО «Прогресс»	2008	10	ПС 220кВ Правобережная ПС 220кВ Новая
ООО «Лидеко»	2008	5	ПС 220кВ Правобережная ПС 220кВ Новая
Комунально-бытовые потребители г.Липецка	2008-2011	75	ПС 220кВ Правобережная ПС 220кВ Новая

Таблица 1.4 Перечень заявок на присоединение новых нагрузок по Тамбовскому региону

Наименование потребителя	Год ввода	Мощность нагрузки, МВт	Ближайшие ПС, на загрузку которой влияет присоединяемая мощность
Предприятия г.Тамбова	2008	13,5	ПС 220кВ Тамбовская №4
Застройка г.Тамбова	2008-2015	13,5	ПС 220кВ Тамбовская №4
Предприятия г.Тамбова	2009	4,5	ПС 220кВ Тамбовская №4
Цементный завод	2008-2015	22	ПС 220кВ Мичуринская

1.4 Данные о перспективном развитии электрических сетей

1.4.1 Характеристика развития региона

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

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

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

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

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

Предприятия, подтвердившие свое участие в качестве резидентов особой экономической зоны

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

· VERGOKAN - Производство лотков для укладки кабеля

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

· Viterie Italia Cetrale - Производство крепежных изделий

· EKINLER ELEKTRONIK - Производство электрокабеля

· Компания "BEEPLAST" - Производство комплектующих изделий из пластмассы для бытовой техники

· CIAMAGLIA - Производство мебели

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

· Electrolux - Производство стиральных машин

· SEST - Производство испарителей для холодильных прилавков, витрин

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

· VERNIGLASS - Производство изделий из стекла

· Elektrowerkzeuge - Производство электроинструмента

· Odenwald Faserplattenwerk GmbH - Производство плит из минерального волокна

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

· Siemens GmbH - Производство сложнобытовой техники и оборудования

· Akzo Nobel - Производство медикаментов, покрытий и химикатов

· Sisu Diesel - Производство двигателей внутреннего сгорания

· Bundy Refrigeration - Производство испарителей, конденсаторов и прочих жидкостных охладительных систем для холодильников и бытовой техники

электрический сеть максимальный нагрузка



1.4.2 Планы развитии электрических сетей

В Грязинском районе Липецкой области планируется развитие особой экономический зоны промышленного типа «Липецк» далее по тексту ОЭЗ «Липецк». На территории ОЭЗ «Липецк» планируется строительство подстанции 220 кВ «Пашная» с заходом на неё двух ВЛ 220 кВ Металлургическая левая и правая, автотрансформаторной мощностью 2х250МВА. Одновременно с этим планируется строительство ТЭЦ. При первой очереди будет введено 150 МВт мощности. Выдача мощности будет осуществляться на напряжении 110 кВ на шины ПС 220/110/10 кВ «Пашная» и на генераторном напряжении 10 кВ местным потребителям ОЭЗ «Липецк». Далее при увеличении генераторной мощности станции потребуется организация на станции РУ 220 кВ с выдачей мощности в сети 110 и 220 кВ объединенной энергосистемы.

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

Ориентировочные этапы ввода генераторной мощности ТЭЦ ОЭЗ «Липецк»:

1 - 2009 год - 150 МВт;

2 - 2010 год - 150 МВт;

3 - 2011 год - 150 МВт;

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

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

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

200 МВт - ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат»

720 МВт - ТЭЦ ОЭЗ «Липецк»

320 МВт - Липецкая ТЭЦ-2

ИТОГО - 1240 МВт.

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

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



2. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ВЕРХНЕ-ДОНСКОГО ПМЭС

Режимы работы электрической сети рассматриваются на основании нагрузок на 18 часов 00 минут режимного дня 19 декабря 2009 года по данным Верхне-Донского ПМЭС (объекты500-220кВ).

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

1. АТ-1 на ПС 500кВ Борино

2. ВЛ 220кВ Котовская

3. ВЛ-220кВ Тамбовская 3

2.1 Анализ нормальных режимов работы сети на 2009год

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

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

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

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

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

В данном разделе определяются:

ь Коэффициенты загрузки элементов сети;

ь Баланс мощности сети;

ь Потери мощности в элементах сети;

ь Структура потерь мощности сети;

ь Уровни напряжения на шинах потребителя;

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

Iрасч < I'доп (2.1)

где Iрасч - расчетный ток для данной ВЛ.

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

jф/jэ ? 2 (2.2)

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

jф - фактическая плотность тока, которая находится как:

jф = Iрасч / F (2.3)

где Iрасч - расчетный ток линии, А

F - сечение провода, мм2.

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

Таблица 2.1 Проверка сечений по экономической плотности

№	Наименование линии	Марка провода	Fэк, мм	I доп,А	I раб,А	jф/ jэк А,мм2	К.з. о.е.
1	2	3	4	5	6	7	8
	ЛИНИИ 220 кВ
1	Давыдовская 1	АС 400/51	400	830	35,6	0,089	0,043
2	Давыдовская 2	АС 400/51	400	830	35,6	0,089	0,049
3	Иловайская 2	АС 400/51	400	830	83,5	0,1	0,1
4	Стрелецкая 1	АС 400/51	400	830	189	0,47	0,28
5	Стрелецкая 2	АСО 300	300	690	175	0,44	0,24
6	Мичуринская	АС 400/51	400	830	153	0,51	0,184
7	Тамбовская 1	АСО 400	400	830	136	0,34	0,164
8	Тамбовская 2	АСО 300 АСО 400	300	690	50,1	0,167	0,071
9	Сокол	АС 400/51	400	830	35,2	0,088	0,043
10	Металлургическая Правая	АСО 300	300	690	204	0,68	0,287
11	Металлургическая Левая	АСО 300	300	690	204	0,68	0,287
12	Северная Правая	АСО 300	300	690	228	0,76	0,321
13	Северная Левая	АСО 300	300	690	228	0,76	0,321
14	Чириково	АС 300/39	300	690	52,7	0,175	0,074
15	Елец-Правая	АСО 400	400	830	51,5	0,129	0,062
16	Елец-Левая	АС 400/51	400	830	52,2	0,131	0,062
17	Западная Правая	АСО 300	300	690	127	0,423	0,177
18	Западная Левая	АСО 300	300	690	127	0,423	0.177
19	Правобережная Правая	АСО 300	300	690	213	0,77	0,299
20	Правобережная Левая	АСО 300	300	690	213	0,71	0.299
21	Маяк	АС 400/51	400	690	207	0,517	0,249
22	Тербуны 1	АС-300/39	300	690	76,7	0.256	0,108
23	КС 29-2	АС 400/51	400	830	79	0,197	0,025
24	КС 29-3	АС 400/51	400	830	80	0,2	0,097
25	КС 29-4	АС 400/51	400	830	123	0,31	0,149
26	Маяк	АС-400/51	400	690	209	0,52	0,252
27	Сосна	АС-400/51	400	690	207	0,52	0.249
28	КС 29-1	АС 300/39	300	690	125	0,41	0,175
29	Дон	АС 300/39	300	690	48,8	0,162	0,068
30	Стан правая	АС 300/39	300	690	250	0,83	0,352
31	Стан левая	АС 300/39	300	690	250	0,83	0,352
32	Новая правая	АС 300/39	300	690	269	0,86	0,379
33	Новая левая	АС 300/39	300	690	269	0,86	0,379
34	Ливны 2	АС 300/39	300	690	38,4	0,128	0,047
35	Ливны 2отпайка на Тербуны	АС 300/30	300	690	33.5	0,111	0,379

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

Произведем анализ загрузок автотрансформаторов и трансформаторов подстанций предприятия.

Оценка допустимости загрузки трансформаторов подстанций проводится с учетом максимально допустимых систематических перегрузок (в нормальных режимах) и допустимых аварийных перегрузок (в послеаварийных режимах работы), в соответствии с ГОСТ 14209-85 “Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые перегрузки”.

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

Красч = Smax / Sт.ном (2.4)

Красч ? К доп. (2.5)

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

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

Таблица 2.2 Проверка нагрузок автотрансформаторов

№	Наименование ПС	Оперативное наименование	Нагрузка автотрансформатора, трансформатора	Кз
1	2	3	4	5
1	ПС -500кВ Липецкая	АТ-1 АТ-3 АТ-4	109+J133 109+J133 101+J84,1	0,339 0,339 0,254
2	ПС -500кВ Тамбовская	АТ-1 АТ-2	115+J33,6 115+J33,6	0,39 0,39
3	ПС-500кВ Борино	АТ-2	149-J63	0,29
4	ПС-500кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2	113+J1,97 109+J0,735	0,223 0,273
5	ПС-500кВ Воронежская	АТ-1 АТ-2	107+J47,8 107+J47,8	0,466 0,466
1	2	3	4	5
6	ПС-220кВ Мичуринская	АТ-1 АТ-2	54,5+37,1 55+J20	0,332 0,207
7	ПС-220кВ Котовская	АТ-1 АТ-2	10+J5,07 10+J5,07	0,088 0,088
8	ПС-220кВ Тамбов 4	АТ-1 АТ-2 АТ-3	36,7+J31,8 36,7+J31,8 36,7+J31,8	0,39 0,39 0,39
9	ПС-220кВ Дон	АТ-1 АТ-2	28,9+J4,85 37,1+j6,1	0,244 0,313
10	ПС-220кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2 АТ-3	39+J16,2 51,1+19,7 35,1+J14,3	0,359 0,456 0,316
11	ПС-220кВ Маяк	Т-1 Т-2	1+J0,204 0,5+J0,2	0,026 0,014
12	ПС-220кВ Металлурическая	АТ-1 АТ-2	39,1-J24,9 40,2+J25,1	0,193 0,196
13	ПС-220кВ Новая	АТ-1 АТ-2	25,5+J33,3 21,6+28,3	0,214 0,182
14	ПС-220кВ Правобережная	АТ-1 АТ-2 АТ-3	34,5-0,73 60,4+J41,6 50,4+J33,7	0,28 0,611 0,505
15	ПС-220кВ Северная	АТ-1 АТ-2	70+J38,4 70+J38,4	0,452 0,452
16	ПС-220кВ Сокол	АТ-1	5,01+J15	0,129
17	ПС-220кВ Тербуны	АТ-1 АТ-2	8,5+J38,4 8,5+J3,58	0,076 0,076

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

1. Автотрансформаторы АТ-2, АТ-3 АТДЦТНГ-125000/220/110кВ на ПС-220кВ Правобережная :

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

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

Рис.2.1 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета существующего режима ПС Правобережная

На ПС 220кВ Правобережная планируется реконструкция ПС, с заменой автотрансформаторов 125МВА на автотрансформаторы 4х150МВА.

На остальном оборудовании предприятия коэффициент загрузки не превышает 50%.

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

Таблица 2.3

Баланс мощности по районам
№	Pг, MВт	Qг Mвар	Pн, MВт	Qн Mвар	dP, MВт	dQ Mвар	Qc Mвар
1	0	11,2	1029	47,4	15,8	1054	1271

Таблица 2.4

Анализ потерь мощности
№	dPсум, МВт	dQсум, Мвар	dPн, МВт	dQн, Мвар	dPтн, МВт	dQтн, Мвар	dPлн, МВт	dQлн, Мвар
1	15,8	1054	15,8	221	1,61	94	14,1	127

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

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

Доля потерь в балансе реактивной мощности составляет:

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

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

Таблица 2.5 Максимальные и минимальные уровни напряжения

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	492	0,983	515	1,03
220	211	0.957	234	1.06
110	111	1,01	119	1,08

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

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



3. РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ СЕТЕЙ

3.1 Разработка вариантов подключения ПС 220кВ «Пашная» к сети

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

1 вариант:

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

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

2 вариант:

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

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



3.2 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом приведенных затрат

Произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов

Капитальные вложения сведены в табл.3.1.и 3.2.

Таблица 3.1

Капитальные вложения в развитие сети по первому варианту

Наименование и тип элементов ПС	Единица измерения	Количество выключателей, км	Стоимость, тыс.руб
			единицы	всего
ПС ОРУ 220кВ	Яч.ОРУ( 1выкл-ль,ТТ,ТН и ПР,СМР,ПИРи т.д.)	7 -	32423	226961
ВЛ-220кВ	км	2	5358	10716
Всего:	237677

Таблица 3.2

Капитальные вложения в развитие сети по второму варианту

Наименование и тип элементов ПС	Единица измерения	Количество выключателей, км	Стоимость, тыс.руб
			единицы	всего
ПС ОРУ 220кВ	Яч.ОРУ( 1выкл-ль,ТТ,ТН и ПР,СМР,ПИРи т.д.)	5 -	32423	162115
ВЛ-220кВ	км	1	2679	5358
Всего:	172831

Эксплуатационные расходы

1 вариант:

Издержки на амортизацию:



тыс.р/год; (3.1)

тыс.р/год; (3.2)

Издержки на текущий ремонт определяются:

(3.3)

Данные по отчислениям на ремонт взяты из [18].

10339,9 = 12407,88(тыс. руб.);

2 вариант:

Издержки на амортизацию:

тыс.р/год;

тыс.р/год;

Издержки на текущий ремонт определяются:

.

Данные по отчислениям на ремонт взяты из [18].

1400,85 = 17345,17(тыс. руб.);

Затраты на возмещение потерь электроэнергии.

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

1 вариант.



(ч);

(ч);

(ч);

(МВт•ч/год);

[руб/(kВтч)]

2 вариант.

(ч);

(МВт•ч/год);

(руб/(kВтч))

Суммарные эксплуатационные расходы на объект проектирования (участок сети)

1 вариант:

2 вариант:



Таблица 3.3 Дисконтированные затраты

Период времени	dt	вариант1	вариант2
		Иdt	Иdt
0		237677	172831
1	0,885	21609,8	3339,4
2	0,783	19119,2	2954,5
3	0,693	16921,6	2614,9
4	0,613	14968,2	2313,1
5	0,543	13258,9	2048,9
6	0,48	11720,6	1811,2
7	0,425	10377,6	1603,6
8	0,376	9181,1	1418,8
ДЗ	354834,6	190934,9

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



4. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПМЭС

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

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

В расчетах использованы известные на момент факты:

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

2) Будет произведена реконструкция до 2014года на подстанциях:

- ПС-220кВ «Правобережная» с заменой автотрансформаторов 3х125МВА на 4х150МВА

- ПС 220кВ «Северная» с заменой автотрансформаторов 2х180 на 2х250МВА

4.1 Режимы работы сети на зимний максимум 2015 год

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

Проверка сечений по экономической плотности приведена в табл. 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Проверка сечений по экономической плотности

№	Наименование линии	Марка провода	Fэк, мм	I доп,А	I раб,А	jф/ jэк А,мм2	К.з. о.е.
1	2	3	4	5	6	7	8
	ЛИНИИ 220 кВ
1	Давыдовская 1	АС 400/51	400	830	113	0,28	0,136
2	Давыдовская 2	АС 400/51	400	830	113	0,28	0,136
3	Иловайская 2	АС 400/51	400	830	71,9	0,179	0,086
4	Стрелецкая 1	АС 400/51	400	830	212	0,53	0,25
5	Стрелецкая 2	АСО 300	300	690	196	0,65	0,27
6	Котовская	АС 300	300	690	85,5	0,285	0,12
7	Мичуринская	АС 400/51	400	830	128	0,32	0,54
8	Тамбовская 1	АСО 400	400	830	74	0,185	0,089
9	Тамбовская 2	АСО 300 АСО 400	300	690	23,6	0,078	0,033
10	Сокол	АС 400/51	400	830	157	0,39	0,19
11	Металлургическая Правая	АСО 300	300	690	346	1,153	0,487
12	Металлургическая Левая	АСО 300	300	690	346	1,153	0,487
13	Северная Правая	АСО 300	300	690	405	1,35	0,57
14	Северная Левая	АСО 300	300	690	405	1,35	0,57
15	Чириково	АС 300/39	300	690	261	0,87	0,367
16	Елец-Правая	АСО 400	400	830	186	0,465	0,224
17	Елец-Левая	АС 400/51	400	830	184	0,46	0,221
18	Западная Правая	АСО 300	300	690	95,8	0,319	0,135
19	Западная Левая	АСО 300	300	690	98.9	0,329	0.119
20	Правобережная Правая	АСО 300	300	690	396	1,32	0,558
21	Правобережная Левая	АСО 300	300	690	396	1,32	0.558
22	Маяк	АС 400/51	400	690	254	0,635	0,306
23	Тербуны 1	АС-300/39	300	690	229	0,763	0,24
24	КС 29-2	АС 400/51	400	830	132	0,33	0,15
25	КС 29-3	АС 400/51	400	830	132	0,33	0,15
26	КС 29-4	АС 400/51	400	830	200	0,5	0,241
27	Сосна	АС-400/51	400	690	248	0,62	0,299
28	КС 29-1	АС 300/39	300	690	206	0,68	0,289
29	Дон	АС 300/39	300	690	206	0,68	0,289
30	Стан правая	АС 300/39	300	690	143	0,477	0,201
31	Стан левая	АС 300/39	300	690	143	0,477	0,201
32	Новая правая	АС 300/39	300	690	312	1,04	0,439
33	Новая левая	АС 300/39	300	690	312	1,04	0,439
34	Ливны 2	АС 300/39	300	690	68,4	0,228	0,097
35	Ливны 2отпайка на Тербуны	АС 300/39	300	690	27,4	0,091	0,038
36	Пашная левая	АС 300/39	300	690	346	1,15	0,487
37	Пашная правая	АС 300/39	300	690	346	1,15	0,487

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

Произведем анализ загрузок автотрансформаторов и трансформаторов подстанций предприятия.

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

Таблица 4.1.2 Проверка нагрузок автотрансформаторов

№	Наименование ПС	Оперативное наименование	Нагрузка автотрансформатора, трансформатора	Кз
1	2	3	4	5
1	ПС -500кВ Липецкая	АТ-1 АТ-3 АТ-4	280+J1180 280+J180 139+J94,6	0,662 0,662 0,335
2	ПС -500кВ Тамбовская	АТ-1 АТ-2	173+J37,3 173+J37,3	0,351 0,351
3	ПС-500кВ Борино	АТ-1 АТ-2	251+J161 251+J161	0,6 0,656
4	ПС-500кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2	172+J60,04 165+J58,2	0,363 0,349
5	ПС-500кВ Воронежская	АТ-1 АТ-2	70,1+J40,7 70,1+J40,7	0,316 0,316
6	ПС-220кВ Мичуринская	АТ-1 АТ-2	54,5+J37,1 54,55+J37,1	0,333 0,333
7	ПС-220кВ Котовская	АТ-1 АТ-2	14+J7,15 14+J7,15	0,126 0,126
8	ПС-220кВ Тамбов 4	АТ-1 АТ-2 АТ-3	48,4+J24,3 48,4+J24,3 48,4+J24,3	0,436 0,436 0,436
9	ПС-220кВ Дон	АТ-1 АТ-2	60,7+J39,2 78,2+j50,1	0,632 0,632
10	ПС-220кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2 АТ-3	55,8+J33,7 71,5+41,7 49.1+J29,8	0,56 0,711 0,493
11	ПС-220кВ Маяк	Т-1 Т-2	2+J0,61 0,5+J0,21	0,112 0,028
12	ПС-220кВ Металлурическая	АТ-1 АТ-2	56,8+J66,7 57,3+J67,8	0,368 0,371
13	ПС-220кВ Новая	АТ-1 АТ-2	121+J59,1 103+50,6	0,71 0,603
14	ПС-220кВ Правобережная	АТ-1 АТ-2 АТ-3 АТ-4	69,7+J28,1 69,7+J28,1 69,7+J28,1 69,7+J28,1	0,527 0,527 0,527 0,527
15	ПС-220кВ Северная	АТ-1 АТ-2	75+J49,3 75+J49,3	0,377 0,377
16	ПС-220кВ Сокол	АТ-1	50,1+J36,8	0,511
17	ПС-220кВ Тербуны	АТ-1 АТ-2	28,4+J16,9 28,4+J16,9	0,287 0,287
18	ПС-220кВ Пашная	АТ-1 АТ-2	30+0,97 30+0,97	0,124 0,124

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

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

- ПС Северная - 0,377

- ПС Правобережная - 0,522.

- ПС Пашная -0,124

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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



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

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

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

Рис. 4.1.6 Коэффициент загрузки ВЛ-220кВ Правобережная левая, правая



Согласно расчету установившегося режима, получены следующие данные по балансу активной и реактивной мощности (табл. 4.1.3.) и структуре потерь мощности энергосистемы на зимний максимум 2015 года (табл. 4.1.4.).

Таблица 4.1.3.

Баланс мощности по районам
№	Pг, MВт	Qг Mвар	Pн, MВт	Qн Mвар	dP, MВт	dQ Mвар	Qc Mвар
1	160	229	1783	367	41,9	1243	1381

Таблица 4.1.4.

Анализ потерь мощности
№	dPсум, МВт	dQсум, Мвар	dPн, МВт	dQн, Мвар	dPтн, МВт	dQтн, Мвар	dPлн, МВт	dQлн, Мвар
1	41,9	1243	41,9	585	4,4	256	37,5	329

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

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

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

Таблица 4.1.5 Минимальные и максимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	480	0,96	513	1,026
220	199	0,945	230	1.05
110	104	0,949	111	1,02

Расчеты уровней напряжения показали соответствие уровней напряжения на шинах потребителя принятым нормам (±5%), и

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

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

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

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

Таблица 4.2.1 Максимальные и минимальные уровни напряжения режима летнего выходного дня

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	512	1,02	525	1,05
220	217	0,986	230	1.05
110	110	1	119	1,08

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

Таблица 4.2.2 Результаты расчета загрузки автотрансформаторов летнего выходного дня

№	Наименование ПС	Оперативное наименование	Нагрузка автотрансформатора, трансформатора	Кз
1	2	3	4	5
1	ПС -500кВ Липецкая	АТ-1 АТ-3 АТ-4	202+J72 202+J72 90,5+J29,2	0,409 0,409 0,181
2	ПС -500кВ Тамбовская	АТ-1 АТ-2	94,9+J3 94,9+J3	0,181 0,351
3	ПС-500кВ Борино	АТ-1 АТ-2	173+J56 189+J61	0,6 0,656
4	ПС-500кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2	129+J50,7 125+J45	0,266 0,56
5	ПС-500кВ Воронежская	АТ-1 АТ-2	50+J18,6 50+J18,6	0,204 0,204
6	ПС-220кВ Мичуринская	АТ-1 АТ-2	27,2+J17,8 17,5+J10	0,165 0,102
7	ПС-220кВ Котовская	АТ-1 АТ-2	8+J4,5 8+J4,5	0,073 0,073
8	ПС-220кВ Тамбов 4	АТ-1 АТ-2 АТ-3	25,7+J11,6 25,7+J11,6 25,7+J11,6	0,226 0,226 0,226
9	ПС-220кВ Дон	АТ-1 АТ-2	34,7+J18,7 44,6+J23,8	0,325 0,418
10	ПС-220кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2 АТ-3	31,8+J17,7 40+J21,8 27,5+J15,6	0,374 0,311 0,256
11	ПС-220кВ Маяк	Т-1 Т-2	2+J0,61 0,5+J0,21	0,112 0,028
12	ПС-220кВ Металлурическая	АТ-1 АТ-2	50,2+J34,8 49,8+J34,8	0,248 0,251
13	ПС-220кВ Новая	АТ-1 АТ-2	81,2+J29,6 103+J25,4	0,445 0,378
14	ПС-220кВ Правобережная	АТ-1 АТ-2 АТ-3 АТ-4	37,7+J12,8 37,7+J12,8 37,7+J128 37,7+J12,8	0,275 0,275 0,275 0,275
15	ПС-220кВ Северная	АТ-1 АТ-2	75+J25,7 75+J25,7	0,326 0,326
16	ПС-220кВ Сокол	АТ-1	24,6+J16,8	0,242
17	ПС-220кВ Тербуны	АТ-1 АТ-2	14+J7,8 14+J7,8	0,131 0,131
18	ПС-220кВ Пашная	АТ-1 АТ-2	30+0,05 30+0,05	0,123 0,123

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

Таблица 4.2.3 Проверка сечений проводов по экономической плотности

№	Наименование линии	Марка провода	Fэк, мм	I доп,А	I раб,А	jф/ jэк А,мм2	К.з. о.е.
1	2	3	4	5	6	7	8
	ЛИНИИ 220 кВ
1	Давыдовская 1	АС 400/51	400	830	35,2	0,088	0,042
2	Давыдовская 2	АС 400/51	400	830	35,2	0,088	0,042
3	Иловайская 2	АС 400/51	400	830	53,4	0,135	0,064
4	Стрелецкая 1	АС 400/51	400	830	110	0,275	0,143
5	Стрелецкая 2	АСО 300	300	690	101	0,336	0,143
6	Котовская	АС 300	300	690	65,2	0,163	0,031
7	Мичуринская	АС 400/51	400	830	10,7	0,026	0,013
8	Тамбовская 1	АСО 400	400	830	38,5	0,1	0,047
9	Тамбовская 2	АСО 300 АСО 400	300	690	24,8	0,028	0,034
10	Сокол	АС 400/51	400	830	73,2	0,183	0,088
11	Металлургическая Правая	АСО 300	300	690	217	0,72	0,306
12	Металлургическая Левая	АСО 300	300	690	217	0,72	0,306
13	Северная Правая	АСО 300	300	690	270	0,9	0,38
14	Северная Левая	АСО 300	300	690	270	0,9	0,38
15	Чириково	АС 300/39	300	690	114	0,38	0,161
16	Елец-Правая	АСО 400	400	830	77,8	0,19	0,093
17	Елец-Левая	АС 400/51	400	830	77,8	0,19	0,093
18	Западная Правая	АСО 300	300	690	150	0,5	0,181
19	Западная Левая	АСО 300	300	690	145	0,48	0,205
20	Правобережная Правая	АСО 300	300	690	206	0,68	0,29
21	Правобережная Левая	АСО 300	300	690	206	0,68	0,29
22	Маяк	АС 400/51	400	690	168	0,42	0,203
23	Тербуны 1	АС-300/39	300	690	99,2	0,33	0,14
24	КС 29-2	АС 400/51	400	830	12,8	0,032	0,015
25	КС 29-3	АС 400/51	400	830	12,8	0,032	0,015
26	КС 29-4	АС 400/51	400	830	123	0,31	0,148
27	Сосна	АС-400/51	400	690	165	0,162	0,192
28	КС 29-1	АС 300/39	300	690	130	0,43	0,183
29	Дон	АС 300/39	300	690	98,6	0,32	0,139
30	Стан правая	АС 300/39	300	690	72,8	0,24	0,103
31	Стан левая	АС 300/39	300	690	72,8	0,24	0,103
32	Новая правая	АС 300/39	300	690	138	0,46	0,194
33	Новая левая	АС 300/39	300	690	138	0,46	0.104
34	Ливны 2	АС 300/39	300	690	46,4	0,15	0,065
35	Ливны 2отпайка на Тербуны	АС 300/39	300	690	24,6	0,08	0,034
36	Пашная левая	АС 300/39	300	690	288	0,96	0,46
37	Пашная правая	АС 300/39	300	690	288	0,96	0,46

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

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

Таблица 4.2.4.

Баланс мощности по районам
№	Pг, MВт	Qг Mвар	Pн, MВт	Qн Mвар	dP, MВт	dQ Mвар	Qc Mвар
1	160	-417	1143	-54,6	14,9	1093	1455



Таблица 4.2.5.

Анализ потерь мощности
№	dPсум, МВт	dQсум, Мвар	dPн, МВт	dQн, Мвар	dPтн, МВт	dQтн, Мвар	dPлн, МВт	dQлн, Мвар
1	14,9	1093	14,9	206	1,63	92,4	13,3	113

Доля потерь в балансе активной мощности составляет:

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

Доля потерь в балансе реактивной мощности составляет:

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

4.3 Анализ послеаварийных режимов сети

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

Рассмотрены следующие режимы работы сети:

4.3.1 Послеаварийный режим - отключение одного АТ на ПС 500кВ Липецкая

При отключении АТ-1или АТ-3 будет происходить перегрузка оставшегося в работе АТ-1или АТ-3 (см рис. 4.3.1) с коэффициентом перегруки 1,23. На остальных элементах сети перегрузок не происходит

Рис.4.3.1 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 500кВ Липецкая зимний максимум 2015год.

Учитывая начальную загрузку автотрансформатора 0,662, систему охлаждения типа ДЦ, а также тот фактор, что рассматриваемый режим приходится на зимний период (температура окружающего воздуха минус 15С) по [2] определяем, что подобная загрузка автотрансформатора допускается в течение суток. Таким образом, при невозможности ликвидировать аварийную ситуацию в течение суток, оставшийся в работе автотрансформатор необходимо разгрузить.

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

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

Таблица 4.3.2 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	466	0,932	525	1,05
220	195	0,933	229	1.04
110	109	0,934	122	1,11

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

Произведем проверку уровней, после выполнения мероприятий для повышения напряжений.

Таблица 4.3.3 Максимальные и минимальные уровни напряжений после выполнения режимных мероприятий

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	480	0,959	525	1,05
220	203	0,93	234	1.04
110	107	0,971	119	1,08

Как видим уровни напряжений, соответствуют существующим нормам.

4.3.2 Послеаварийный режим - отключение одного АТ на ПС 500кВ Борино

При отключении АТ-2, (см.рис. 4.3.2) оставшийся в работе АТ-1 работает с коэффициентом загрузки 0,95без перегрузки.

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

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

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

Таблица 4.3.4 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	469	0,937	525	1,05
220	194	0,882	229	1.04
110	102	0,927	120	1,09

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

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

Таблица 4.3.5 Максимальные и минимальные уровни напряжений после выполненных режимных мероприятий

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	483	0,969	525	1,05
220	202	0,917	235	1,07
110	106	0,958	120	1,09

Уровни напряжений, соответствуют существующим нормам.

4.3.3 Послеаварийный режим - отключение одного АТ на ПС 220кВ Новая

При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки на АТ-1 составит -1,39 (см. рис.4.3.5)

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

Рис.4.3.5. Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 220кВ Новая зимний максимум 2015год



Учитывая начальную загрузку автотрансформатора 0,602, систему охлаждения типа ДЦ, а также тот фактор, что рассматриваемый режим приходится на зимний период (температура окружающего воздуха минус 15С) по [2] определяем, что подобная загрузка автотрансформатора допускается в течение 2 часов.

Следовательно, во избежание отключения потребителей и для обеспечения требуемых режимов работы требуется установка третьего автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/220/110кВ на ПС-220кВ «Новая » до зимнего максимума 2014-2015года.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

Таблица 4.3.6 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	488	0,975	525	1,05
220	203	0,922	233	1.06
110	107	0,969	120	1,09

Как видно, уровни напряжений соответствуют существующим нормам.

4.3.4 Послеаварийный режим - отключение одного АТ на ПС 220кВ Дон

При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки оставшегося АТ-1 составит -1,57 (см. рис.4.3.6), что недопустимо по ПТЭ.

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

Следовательно, во избежание отключения потребителей и для обеспечения требуемых режимов работы требуется установка третьего автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110кВ на ПС-220кВ «Дон » до зимнего максимума 2014-2015года.

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

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

Полученные значения приведены в табл.4.3.6.

Таблица 4.3.6 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	488	0,975	525	1,05
220	203	0,922	233	1.06
110	107	0,969	120	1,09

Как видим, уровни напряжений соответствуют существующим нормам.



4.3.5 Послеаварийный режим - отключение одного АТ на ПС 220кВ Елецкая

Фрагмент из схемы для данного режима представлен на рис 4.3.7

Рис.4.3.7 Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением АТ-1 на ПС 220кВ Елецкая на зимний максимум 2015год

При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 коэффициент загрузки оставшегося АТ-1 составит -1,07 (см. рис.4.3.7) и является допустимым более 24 часов.

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

Таблица 4.3.7 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	487	0,937	525	1,05
220	202	0,92	233	1.06
110	106	0,967	123	1,12



Уровни напряжений соответствуют нормам.

4.3.6 Послеаварийный режим - отключение одной из линий ВЛ-220кВ Правобережная

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

Рис.4.3.8. Фрагмент расчетной схемы с результатами расчета режима с послеаварийным отключением ВЛ-220 кВ Правобережная левая

ВЛ-220кВ «Правобережная левая, правая » выполнена проводом марки АС-300, для которого Iд2=690А. В рассматриваемом режиме рабочий ток в оставшейся в работе цепи ВЛ-220кВ Iр2=802А.

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

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

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

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

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

Произведем проверку максимальных и минимальных уровней напряжения для данного режима.

Полученные значения приведены в табл. 4.3.8

Таблица 4.3.8 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	487	0,937	525	1,05
220	202	0,92	233	1.06
110	106	0,967	123	1,12

4.3.7 Послеаварийный режим - отключение двух ВЛ-220кВ Пашная левая, правая

Как видно из приложения 2 рис.9, при отключении двух линий на ПС 220кВ Пашная на оставшимся в работе двух других линиях загрузка составит 14%



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

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

Таблица 4.3.9 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	487	0,937	525	1,05
220	202	0,92	233	1.06
110	106	0,967	123	1,12

4.4 Расчет и анализ перспективного режима максимальных нагрузок на 2019год

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

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

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

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

Таблица 4.4.1 Проверка нагрузок автотрансформаторов

№	Наименование ПС	Оперативное наименование	Нагрузка автотрансформатора, трансформатора	Кз
1	ПС -500кВ Липецкая	АТ-1 АТ-2 АТ-3 АТ-4	201+J162 56,2+J32,7 201+j162 56,2+J32,7	0,508 0,128 0,508 0,128
2	ПС -500кВ Тамбовская	АТ-1 АТ-2	122+J8,13 122+J8,13	0,24 0,24
3	ПС-500кВ Борино	АТ-1 АТ-2	236+J79,7 236+J9,7	0,54
4	ПС-500кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2	209+J117 201+J107	0,481 0,464
5	ПС-500кВ Воронежская	АТ-1 АТ-2	70-J33,9 70-J33,9	0,31 0,31
6	ПС-220кВ Мичуринская	АТ-1 АТ-2	-76+J35 -76+J35	0,39 0.39
7	ПС-220кВ Котовская	АТ-1 АТ-2	63,6+J28,4 63,6+J28,4	0,589 0,589
8	ПС-220кВ Тамбов 4	АТ-1 АТ-2 АТ-3	39+J15,9 39+J15,9 39+J15,9	0,33 0,33 0,33
9	ПС-220кВ Дон	АТ-1 АТ-2	36,7+J21,3 47+J27,2	0,347 0,445
10	ПС-220кВ Елецкая	АТ-1 АТ-2 АТ-3	61+J38,5 78,5+J47,5 53,8+J33,9	0,586 0,743 0,516
11	ПС-220кВ Маяк	Т-1 Т-2	2+J0,6 0,5+J0,2	0,104 0,026
12	ПС-220кВ Металлурическая	АТ-1 АТ-2	22,1-J27,5 22,2-J27,8	0,145 0,147
13	ПС-220кВ Новая	АТ-1 АТ-2 АТ-3	86,5+J45,8 85+J45,8 85+J45,8	0,42 0,42 0,42
14	ПС-220кВ Правобережная	АТ-1 АТ-2 АТ-3 АТ-4	78,6+j37,5 78,6+j37,5 78,6+j37,5 78,6+j37,5	0,589 0,589 0,589 0,589
15	ПС-220кВ Северная	АТ-1 АТ-2	79,1+J54,6 79,1+J54	0,391 0,391
16	ПС-220кВ Сокол	АТ-1	19,8+j22,7	0,241
17	ПС-220кВ Тербуны	АТ-1 АТ-2	29,3+J17,6 29,3+J17,6	0,274 0,274
18	ПС-220кВ Пашная	АТ-1 АТ-2	30+J25,8 30+J25,8	0,16 0,16

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