Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла
Моделирование различных режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть". Расчет режима максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.11.2014 |
| Размер файла | 2,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
, (1.4)
где - суммарная вероятность бездефицитных состояний, соответствующих условию ;
k - порядковый номер состояний генерирующей части системы,
j - номер ступени графика нагрузки , .
- ряд распределения дефицитных состояний, соответствующих условию ;
i - порядковый номер учтенных уровней дефицита.
Рисунок 15 - Фрагмент таблицы значений вероятности возможных состояний энергосистемы в MS Excel
Численные расчеты оформляем в виде двух матриц-таблиц с необходимой для анализа возможных состояний энергосистемы информацией. В первой матрице операндами будут вектор значений вероятности существования нагрузки и вектор значений вероятности генерирующей части с соответствующими им значениями мощностей нагрузки и генерирующей части (рисунок 15). Для удобства эту таблицу назовём матрицей коэффициентов.
Во вторую матрицу поместим соотношения мощностей генерации и нагрузки в виде значений разностей . Для удобства эту таблицу назовём матрицей состояний (рисунок 16).
Рисунок 16 - Фрагмент таблицы значений мощности возможных состояний энергосистемы в MS Excel
Пример расчета
1) матрица коэффициентов: для вырабатываемой мощности = 178 МВт и соответствующей вероятности генерирующей части = 0,02251 при мощности нагрузки =105 МВт и вероятности существования нагрузки = 0,19498 получим вероятность данного состояния энергосистемы = 0,00439.
2) матрица состояний: при располагаемом значении мощности энергосистемы =178 МВт и значении мощности нагрузки =105 МВт получим разность =73 МВт. Разность положительна, поэтому она характеризует бездефицитное состояние энергосистемы.
Результаты расчётов приведены в таблицах Г.5, Г.6 приложения Г.
2.1.4 Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы
Коэффициент бездефицитной работы определяется по вероятностной модели функционирования ЭС путем выявления состояний энергосистемы, в которых дефицит не возникает, т.е. при , и суммирования вероятностей возникновения таких состояний:
, (1.5)
где - коэффициенты готовности для каждого бездефицитного состояния энергосистемы .
Коэффициент готовности энергосистемы определим по формуле:
, (1.6)
где - годовая потребность в электроэнергии;
- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности.
Коэффициенты мощности, для которых не выполняется условие , называют коэффициентами дефицитной работы системы. Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии за год вследствие дефицита мощности в энергосистеме определится по формуле:
, (1.7)
где - коэффициент ряда распределения дефицитных состояний, соответствующий уровню дефицита .
Пример расчета коэффициента бездефицитной работы: для генерируемой мощности =137 МВт дефицит в системе будет существовать при мощностях нагрузки =140 МВт и =175 МВт. Соответственно, исключаем это состояние при вычислении . Суммируем коэффициенты бездефицитной работы для оставшихся мощностей нагрузок при =137 МВт. Получаем
Затем вычисляем суммарный коэффициент бездефицитной работы для всех состояний энергосистемы при отсутствии в ней дефицита мощности. Получим .
Пример расчёта величины недоотпуска: для генерируемой мощности =137 МВт вычисляем коэффициент дефицитной работы при мощностях нагрузки =175 МВт. и =140 МВт Этому состоянию соответствует коэффициент энергосистемы =0,00003 и =0,00008.
Рассчитываем годовой недоотпуск электроэнергии для вышеперечисленных значений и :
электрический сеть нагрузка режим
МВт•ч.
Определим суммарный годовой недоотпуск электроэнергии по (1.7) для всех значений соответствующих дефициту мощности в системе:
12,0888 МВт•ч.
Определим коэффициент готовности энергосистемы по (1.6):
.
Сравним полученные коэффициенты с нормативными значениями:
= 0,99999 > 0,999;
= 0,99970 > 0,996.
Полученные значения показателей надёжности больше нормативных значений. Следовательно, данная энергосистема полностью обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей и не требуется ввод резерва генерирующей мощности в энергосистему.
2.1.5 Расчет и анализ показателей надежности с учетом планово-предупредительных ремонтов
При оценке надежности энергосистемы необходимо также учитывать тот факт, что в течение года количество агрегатов в системе изменяется в связи с тем, что они могут периодически выводиться в ремонт.
Соответственно, при выводе генераторов в планово-предупредительный ремонт генерируемая мощность уменьшается. Это обстоятельство может существенно повлиять на надежность работы энергосистемы, поэтому ставится задача определения показателей надежности энергосистемы с учетом ремонтов генераторов.
Для того чтобы решать данную задачу, построим годовые графики максимальных значений мощностей нагрузки для зимнего и летнего периода, а также генерирующей части (рисунок 17).
Рисунок 17 - Годовые графики максимальных значений мощностей:
1 - нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части
В летнее время существует заметное уменьшение потребляемой электроэнергии. В связи с этим целесообразно проводить плановые ремонты генераторов летом, когда мощность генерации существенно превышает мощность нагрузки.
Рисунок 18 - Годовые графики максимальных значений мощностей:
1 - нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части
Поскольку часть генераторов поочередно выводятся в ремонт, то некоторые условия, необходимые при расчете показателей надежности, изменяются. В частности, изменяется генерируемая мощность в энергосистеме. Так, например, при выводе в ремонт одновременно одного генератора мощностью 40 МВт и одного генератора мощностью 6 МВт генерируемая мощность снижается до 137 МВт. С учетом продолжительности вывода в ремонт каждого генератора снижение располагаемой мощности длится в течение 3 месяцев.
Для упрощения расчетов модель реального явления возникновения недоотпуска от снижения располагаемой мощности заменим эквивалентной по результату моделью, в которой эффект от снижения величины располагаемой мощности воспроизводится соответствующим увеличением нагрузки (рисунок 19).
Рисунок 19 - Годовой график нагрузки энергосистемы с учётом ремонтов
Определим годовую потребность в электроэнергии:
=162843,1 МВт•ч.
Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):
26,15108 МВт•ч.
Определим коэффициент готовности ЭС, используя (1.6):
=0,99997.
Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:
= 0,99997 > 0,999;
= 0,94917 < 0,996.
Полученное значение показателя надежности меньше нормативного значения.
Следовательно, для увеличения уровня надёжности необходимо ввести резерв генерируемой мощности в энергосистему.
2.1.6 Расчёт и анализ показателей надежности с учетом ввода резерва
Для увеличения уровня надёжности введём три генератора мощностью 40 МВт в третью группу, 6 МВт во вторую группу, 2,5 МВт в первую группу генераторов. В связи с этим увеличивается количество генераторов, выводимые в ремонт, но и увеличивается максимальное значение мощности генерирующей части.
Расчёты в данном случае проводятся для четырёх периодов со следующими значениями мощности нагрузки:
МВт - при выводе в ремонт генератора мощностью 40 МВт;
МВт - при выводе в ремонт одновременно четырех генераторов по 6 МВт ;
МВт - при выводе в ремонт одновременно трех генераторов по 2,5 МВт ;
МВт - максимальная мощность нагрузки в зимний период
Рисунок 20 - Годовые графики с учётом ввода резерва для максимальных значений мощностей:
1 - нагрузки для зимнего и летнего периодов; 2 - генерирующей части
Формируем ряд распределения нагрузки (приложение Е, таблица Е.1) и генерирующей части с учётом ввода резерва (таблица Е.2, Е.3), затем ряд распределения состояний энергосистемы и выявляем бездефицитные состояния. Результаты расчётов приведены в приложении Е (таблица Е.4, Е.5).
Рисунок 21 - График вывода генераторов в ремонт с учётом ввода резерва: 1 - нагрузки для летнего и зимнего периодов; 2 - нагрузки с учётом плановых ремонтов; 3 - генерирующей части
Таблица 2.5 - Генераторы, выводимые в ремонт
|
Номер генератора |
Мощность генератора, выведенного в ремонт, МВт |
Продолжительность простоя tпр, месяцев |
|
|
1 |
40 |
0,6 |
|
|
2 |
40 |
0,6 |
|
|
3 |
40 |
0,6 |
|
|
4 |
40 |
0,6 |
|
|
5 |
40 |
0,6 |
|
|
6 |
6 |
0,3 |
|
|
7 |
6 |
0,3 |
|
|
8 |
6 |
0,3 |
|
|
9 |
6 |
0,3 |
|
|
10 |
2,5 |
0,2 |
|
|
11 |
2,5 |
0,2 |
|
|
12 |
2,5 |
0,2 |
Определим годовую потребность в электроэнергии:
=1054603,7 МВт*ч.
Определим математическое ожидание недоотпуска энергии по (1.7):
1,24419 МВт*ч.
Определим коэффициент готовности ЭЭС, используя (1.6):
Сравним полученные значения коэффициентов с нормативными значениями:
= 0,99999 > 0,999;
= 0,99987 > 0,996.
Полученные значения коэффициентов надежности больше нормативных значений, следовательно, вводимый резерв обеспечивает надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей при учете планово-предупредительных ремонтов генераторов.
Решение задачи режимной надёжности можно считать завершённым. Переходим к задаче схемной (режимной) надёжности.
2.2 Постановка задачи схемной надёжности
В рамках решения данной задачи необходимо оценить надёжность распределительного устройства (РУ). Оценка надежности РУ основана на методе упрощенной модели отказов выключателей. Данный метод предназначен для расчета надежности РУ таких электрических сетей, в которых можно не считаться с опасностью нарушения устойчивости параллельной работы станций или нагрузок. Это в основном питающие и распределительные сети.
Для оценки надежности РУ, будем использовать ПС «Двуреченская» РУ?110 кВ.
РУ имеет рабочее напряжение 110 кВ, 2 рабочие системы сборных шин типовая схема рисунок22. Каждое присоединение содержит выключатель, два шинных разъединителя и линейный разъединитель. Шиносоединительный выключатель в нормальном положении замкнут. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений коммутационных аппаратов. К недостаткам данной схемы можно отнести то, что при замыкании в шиносоединительном выключателе отключаются обе системы шин, ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений, большое число разъединителей и сложная блокировка между выключателями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.
Рисунок 22. Типовая схема РУ ПС Двуреченская.
В схеме РУ все элементы сборные шины обозначены порядковыми номерами, а выключатели ? парами номеров, соответствующих объединяемым ими элементам и сборным шинам.
Для решения данной задачи необходимо, для каждого режима (нормального и ремонтного) произвести оценку последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключившиеся элементы (трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота и длительность вынужденного простоя отключенных элементов.
Для оценки схемной надежности будем использовать данные частоты отказов выключателя, времени восстановления, частоты и продолжительности плановых ремонтов (таблица 2.6).
Таблица 2.6 - Данные для оценки схемной надежности
|
Напряжение, кВ, и тип выключателя |
Составляющие частоты отказов, 1/год |
Время восстановления ТВ, ч |
Частота плановых ремонтов µ,1/год |
Продолжительность планового ремонта ТП, ч |
||
|
500, воздушный |
0,040 |
0,01 |
250 |
0,3 |
500 |
|
|
330 |
0,03 |
0,01 |
200 |
350 |
||
|
220 |
0,025 |
0,01 |
150 |
250 |
||
|
110 |
0,02 |
0,012 |
100 |
180 |
||
|
35 |
0,015 |
0,015 |
70 |
120 |
||
|
220, масляный |
0,02 |
0,005 |
70 |
120 |
||
|
110 |
0,015 |
0,007 |
50 |
100 |
||
|
35 |
0,01 |
0,01 |
30 |
80 |
В вышеприведенных показателях надежности учтены не только отказы самих выключателей, но и всего оборудования ячеек: разъединителей, измерительных трансформаторов, разрядников. Для расчета выберем выключатель воздушный 110 кВ.
Для определения показателей надежности выключателей проведем следующие виды расчетов и значения сведем в таблицу Е.7 (Приложение Е):
· Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи
· Расчет частоты внезапных отказов выключателя
· Расчет коэффициентов режимов работы РУ
· Расчет режимов частоты отказов выключателя
· Расчет времени для выполнения переключений РУ
· Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы
2.2.1 Расчет частоты отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи
Число отключаемых выключателями КЗ пропорционально протяженности присоединенных к выключателю линий электропередачи. Поэтому в таблице 7 приведены две составляющие частоты отказов выключателя и , по которым определяется частота отказов выключателя с учетом протяженности линий электропередачи, к нему присоединенных, L,км:
(2.1)
Определим частоту отказов для каждого выключателя:
2.2.2 Расчет частоты внезапных отказов выключателя
Частота внезапных отказов выключателя:
(2.2)
где коэффициент характеризующий долю внезапных отказов от общего числа отказов выключателей, равен примерно 0,6.
Расчет частоты внезапных отказов выключателя:
.
2.2.3 Расчет коэффициентов режимов работы РУ
Коэффициент ремонтного режима:
(2.3.)
где µ=0,3 (1/год) частота плановых ремонтов по таблице 1;
ТП=180 (ч) продолжительность планового ремонта.
Для всех выключателей коэффициент ремонтного режима примем равным
Нормальному режиму работы РУ приписан индекс 0; коэффициент нормального режима для всех выключателей равен:
(2.4)
где n=7 количество выключателей в РУ.
Основной расчет приведен в таблице Е.7(Приложение Е), форма таблицы имеет следующий вид: в первых двух левых столбцах указаны выключатели, последствия отказов которых рассматриваются, и соответствующие частоты отказов, а в шапке ремонтируемые выключатели и соответствующие коэффициенты режимов работы РУ, коэффициент ремонтного режима КП и коэффициент нормального режима К0.
2.2.4 Расчет режимов частоты отказов выключателя
Для каждого режима (нормального и ремонтных) проводится оценка последствий отказов поочередно каждого выключателя, а именно выявляются отключающиеся элементы (генераторы, трансформаторы, линии) и деления РУ на электрически не связанные части, также вычисляется частота таких отказов и заносится в таблицу, 1/год,
(2.5)
Расчет частоты отказов для нормального режима:
;
;
;
;
;
;
;
Для ремонтного режима результат расчета частоты отказов приведён в таблице Е.7.
Результаты анализа последствий отказов ? "аварийной ситуации" ? и расчета записываются в три строки клеток на пересечении соответствующих строк и столбцов. Аварийная ситуация записывается в виде группировки элементов, получающейся после отказов выключателей. В записи группировки знаком / выделены отключившиеся элементы или выделившиеся группы элементов.
Например, группировка 1/2/ означает отключение элементов 1 и 2. А группировка 1/4,2,3,5,6/? отключение элементов и выделение элементов 4,2,3,6,7,5.
2.2.5 Расчет времени для выполнения переключений РУ
При внезапных отказах выключателей отключившиеся элементы (генерирующие агрегаты, трансформаторы, линии электропередачи) в большинстве случаев могут быть введены в работу раньше, чем будет произведен ремонт выключателя. При этом длительность их простоя определяется временем, необходимым для выполнения переключений РУ, ч:
; (2.6)
где Т0 - постоянная составляющая, равная времени, необходимому для того, чтобы обслуживающий персонал мог прийти в РУ и установить характер повреждения (для станции и подстанций с обслуживанием Т0=0,3 ч); ТР=0,1 ч? время для отключения (включения) разъединителя; nР? число разъединителей , которые должны быть отключены (выключены) для отделения поврежденного выключателя и ввода отключившихся элементов в работ.
2.2.6 Расчет частоты отказов шин (секции) типовой схемы
В РУ с двойной системой шин и с одним выключателем в каждой цепи, наблюдается отказы из-за неправильных операции с разъединителями, заземляющими ножами, в цепях защит и автоматики, приводящие к одновременному отключению обеих систем шин в нормальных режимах работы или к отключению одной системы шин во время планового ремонта второй.
Эти отказы следует учитывать дополнительно к отказам выключателей. Частоту отказов с отключением обеих систем сборных шин можно приближенно оценить по формуле
(2.7)
где ?коэффициент, равный примерно 0,05 для подстанций; ?параметр потока отказов i-го выключателя в нашем случае шиносоединительного (секционного) выключателя; n?общее число цепей, присоединенных к секции сборных шин.
Частота отключений одной системы (секции) шин
. (2.8)
Частота отключений обеих систем (секций) шин
. (2.9)
где ?частота внезапных отказов шиносоединительного выключателя; ?частота одновременных отключений систем шин, определяемая по (2.7)
Также следует оговорить некоторые допущения принятые в предлагаемом методе.
Отказы выключателей частично являются следствием КЗ на линиях электропередачи. Отдельный учет отказов линий и отказов выключателей приводит к некоторому завышению числа простоев линий, однако несущественному, так как параметр потока отказов выключателей на порядок меньше параметра потока отказов линий.
Плановый ремонт сборных шин не учитывается в рассмотренном примере, так как коэффициент соответствующего режима весьма мал (<0,001).
Коэффициенты ремонтных режимов РУ определены без учета вынужденных простоев (ремонтов) выключателей. Если время вынужденного простоя выключателя за год соизмеримо с временем его планового ремонта, то коэффициенты ремонтных режимов должны вычисляться по формуле
2.3 Анализ результатов оценки надежности энергосистемы
В результате оценки надёжности энергосистемы было решено две задачи: задача режимной и структурной надёжности.
Первая задача решалась без учёта предупредительно-плановых ремонтов и с их учётом. При рассмотрении задачи без учёта плановых ремонтов было установлено, что для надёжного снабжения потребителей ввод резерва мощности не требуется.
При учёте планово-предупредительных ремонтов для надёжного снабжения потребителей электроэнергией необходимо введение резерва мощности в размере 48,5 МВт.
В ходе решения второй задачи было установлено, что “слабым” местом в схеме питания является выключатель 1-2 (шиносоединительный). То есть при аварийной ситуации происходит отключение самого выключателя и отключаются обе системы шин. На него следует обратить особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания.
3. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках
Электроэнергия, как особый вид продукции, обладает определенными характеристиками, которые позволяют судить о ее пригодности в различных производственных процессах.
Совокупности характеристик, при которых приемники электроэнергии способны выполнять заложенные в них функции, объединены общим понятием качества электрической энергии. Качество электрической энергии -- степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям.
В свою очередь, параметр электрической энергии -- величина, количественно характеризующая какое-либо свойство электрической энергии. Под параметрами электрической энергии понимают напряжение, частоту и формы кривой напряжения и тока.
3.1 Отклонение напряжения
Основными факторами, вызывающими отклонения напряжения в системах электроснабжения, являются изменения режимов работы приемников электроэнергии и источников питания, нерациональное подключение однофазных и ударных нагрузок к элементам системы электроснабжения.
Под отклонением напряжения понимают разность между действительным U и номинальным значениями напряжения для данной сети:
или в процентах:
3.1.1 Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования
· Технологические установки:
ь При снижении напряжения существенно ухудшается технологический процесс, увеличивается его длительность. Следовательно, увеличивается себестоимость производства.
ь При повышении напряжения снижается срок службы оборудования, повышается вероятность аварий.
ь При значительных отклонениях напряжения происходит срыв технологического процесса.
· Освещение:
ь Снижается срок службы ламп освещения, так при величине напряжения 1,05·Uном срок службы ламп накаливания снижается в 2 раза.
ь При величине напряжения 0,9·Uном снижается световой поток ламп накаливания на 40 % и люминесцентных ламп на 15 %.
ь При величине напряжения менее 0,9·Uном люминесцентные лампы мерцают, а при 0,8·Uном просто не загораются.
· Электропривод:
ь При снижении напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя на 15 % момент снижается на 25 %. Двигатель может не запуститься или остановиться.
ь При снижении напряжения увеличивается потребляемый от сети ток, что влечёт разогрев обмоток и снижение срока службы двигателя. При длительной работе на напряжении 0,9·Uном срок службы двигателя снижается вдвое.
ь При повышении напряжения на 1 % увеличивается потребляемая двигателем реактивная мощность на 3...7 %. Снижается эффективность работы привода и сети.
Поэтому, межгосударственный стандарт: «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприемников в пределах соответственно и от номинального напряжения сети. Обеспечить эти требования можно несколькими способами.
Снижение потерь напряжения (ДU) достигается:
· Выбором сечения проводников линий электропередач по условиям потерь напряжения.
· Применением продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии.
· Компенсацией реактивной мощности для снижения ее передачи по электросетям, с помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в режиме перевозбуждения. Кроме снижения потерь напряжения, это является неплохим мероприятием энергосбережения, снижающим общие потери электроэнергии в сетях.
· Регулированием напряжения U при помощи генераторов электростанций и трансформаторов.
3.2 Колебания напряжения
Колебания напряжения -- быстро изменяющиеся отклонения напряжения длительностью от полупериода до нескольких секунд. Колебания напряжения происходят под воздействием быстро изменяющейся нагрузки сети.
Источниками колебаний напряжения являются мощные электроприёмники с импульсным, резкопеременным характером потребления активной и реактивной мощности (дуговые и индукционные печи; электросварочные машины; электродвигатели при пуске).
3.2.1 Влияние колебаний напряжения на работу электрооборудования
Отклонения напряжения, усугублённые резкопеременным характером, ещё более снижают эффективность работы и срок службы оборудования, вызывают брак продукции, способствуют отключению автоматических систем управления и повреждению оборудования. Так, например, колебания амплитуды и, в большей мере, фазы напряжения вызывают вибрации электродвигателя, приводимых механизмов и систем. А при размахах колебаний более 15 % могут отключаться магнитные пускатели и реле. Не менее опасна вызываемая колебаниями напряжения пульсация светового потока ламп освещения. Её восприятие человеком -- фликер -- утомляет, снижает производительность труда и, в конечном счёте, влияет на здоровье людей. Доза фликера -- мера восприятия человеком пульсаций светового потока.
Мероприятия по снижению колебаний напряжения:
· Применение оборудования с улучшенными характеристиками. Применение электродвигателей со сниженным пусковым током или применение частотного регулирования электроприводов, а также устройств плавного пуска-останова двигателя.
· Подключение к мощной системе электроснабжения. Распространение колебаний напряжения в сторону системы электроснабжения происходит с затуханием колебаний по амплитуде. Причём, коэффициент затухания тем больше, чем мощнее система электроснабжения.
· Разнесение питания спокойной и резкопеременной нагрузок на разные трансформаторы или секции сборных шин. "Минусы" -- возрастают потери при неполной загрузке трансформаторов.
· Снижение сопротивления питающего участка сети. При увеличении сечения проводников линии снижается R, а применение устройств продольной компенсации снижает суммарное X. "Минусы" -- увеличиваются капитальные затраты.
3.3 Несимметрия напряжений
Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы является одним из важнейших показателей качества электроэнергии. Несимметрия напряжений происходит только в трёхфазной сети под воздействием неравномерного распределения нагрузок по её фазам. В качестве вероятного виновника несимметрии напряжений ГОСТ 13109-97 указывает потребителя с несимметричной нагрузкой. Источниками несимметрии напряжений являются: дуговые сталеплавильные печи; тяговые подстанции переменного тока; электросварочные машины; однофазные, двухфазные и несимметричные трёхфазные потребители электроэнергии, в том числе бытовые.
3.3.1 Влияние несимметрии напряжений на работу электрооборудования
· Рост потерь электроэнергии в сетях, вызванный дополнительными потерями в нулевом проводе. Однофазные, двухфазные потребители и разные фазы трёхфазных потребителей электроэнергии работают на различных не номинальных напряжениях, что вызывает те же последствия, как при отклонении напряжения. В электродвигателях возникают магнитные поля, вращающиеся встречно вращению ротора.
· Значительное снижение срока службы электрических машин, включая трансформаторы, как результат общего влияния на них несимметрии напряжений. Например, при длительной работе с коэффициентом несимметрии по обратной последовательности K2U = 2...4 %, срок службы электрической машины снижается на 10...15 %, а если она работает при номинальной нагрузке, срок службы снижается вдвое. Поэтому, ГОСТ 13109-97 устанавливает значения коэффициентов несимметрии напряжения по обратной (K2U) и нулевой (K0U) последовательностям, -- нормально допустимое 2 % и предельно допустимое 4 %. В качестве вероятного виновника несимметрии напряжений ГОСТ 13109-97 указывает потребителя с несимметричной нагрузкой.
Мероприятия по снижению несимметрии напряжений:
· Равномерное распределение однофазных нагрузок по фазам.
Рисунок 23 - Распределение однофазных нагрузок по фазам.
· Применение симметрирующих устройств. Сопротивления в фазах симметрирующего устройства подбираются таким образом, чтобы компенсировать ток обратной последовательности, генерируемый нагрузкой как источником искажения.
Рисунок 24 - Схема симметрирования напряжений с помощью конденсаторов.
3.4 Провал напряжения
Провалы напряжения - это внезапное и значительное снижение напряжения (менее 90 % Uном) длительностью от нескольких периодов до нескольких десятков секунд с последующим восстановлением напряжения. Причинами провалов напряжения является срабатывание средств защиты и автоматики при отключении грозовых перенапряжений, токов короткого замыкания (КЗ), а также при ложных срабатываниях защит или в результате ошибочных действий оперативного персонала.
Провал напряжения характеризуется длительностью провала ?tП. Предельная величина ?tП в сетях до 20кВ включительно согласно ГОСТ 13109-97 равна 30 секундам.
Рисунок 25 - Провал напряжения
Измерение длительности провала напряжения ?tП в секундах осуществляется следующим образом: фиксируют начальный момент времени tН резкого спада (с длительностью менее 10 мс) огибающей среднеквадратических значений напряжения, определенных на каждом полупериоде основной частоты, ниже уровня 0,9Uном (рис. 3.5).
Фиксируют конечный момент времени tК восстановления среднеквадратического значения напряжения до 0,9Uном. Вычисляют длительность провала напряжения ?tП в секундах по формуле:
3.5 Импульсное перенапряжение
Импульсное перенапряжение - резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление до номинального или близкого к номинальному напряжению.
Рисунок 26 - Импульс напряжения.
Импульсные перенапряжения возникают при грозовых явлениях и при коммутациях оборудования (трансформаторы, двигатели, конденсаторы, кабели), в том числе при отключении токов КЗ. Величина импульса перенапряжения зависит от многих условий, но всегда значительна и может достигать многих сотен тысяч вольт.
Импульсное перенапряжение может вызвать нарушение изоляции проводов, выход из строя выпрямителей и распределительных щитов, потери баз данных и сбои в работе автоматизированных систем.
Волны грозового (и коммутационного) характера, набегающие по линии электропередачи на подстанцию, приводят к возникновению импульсных напряжений, воздействующих на обмотку трансформатора (двигателя, генератора и др.). В трансформаторе под действием импульса напряжения возникает сложный электромагнитный процесс, приводящий к перенапряжениям между катушками (витками) -- продольная изоляция, и между обмотками и заземленными частями -- главная изоляция.
3.6 Несинусоидальность напряжения
Несинусоидальность напряжения -- искажение синусоидальной формы кривой напряжения. Электроприёмники с нелинейной вольт-амперной характеристикой потребляют ток, форма кривой которого отличается от синусоидальной. А протекание такого тока по элементам электрической сети создаёт на них падение напряжения, отличное от синусоидального, это и является причиной искажения синусоидальной формы кривой напряжения. Например, полупроводниковые преобразователи потребляют ток трапециевидной формы, образно говоря -- выхватывают из синусоиды кусочки прямоугольной формы.
Рисунок 27 - Искажение синусоидальной формы кривой напряжения.
Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:
* коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Кu;
* коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения Кu(n).
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения определяется как отношение действующего значения гармонического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты:
где Uп - действующее значение напряжения n-й гармоники; n - номер последней из учитываемых гармоник.
Источниками несинусоидальности напряжения являются: статические преобразователи, дуговые сталеплавильные и индукционные печи, трансформаторы, синхронные двигатели, сварочные установки, газоразрядные осветительные и бытовые приборы и так далее. Строго говоря, все потребители, кроме ламп накаливания имеют нелинейную вольтамперную характеристику.
3.6.1 Влияние несинусоидальности напряжения на работу электрооборудования
· В двигателях гармоники напряжения и тока приводят к появлению добавочных потерь в обмотках ротора, в цепях статора, а также в стали статора и ротора. Из-за вихревых токов и поверхностного эффекта потери в проводниках статора и ротора больше, чем определяемые омическим сопротивлением. Токи утечки, вызываемые гармониками в торцевых зонах статора и ротора, также приводят к дополнительным потерям. Все это приводит к повышению общей температуры машины и к местным перегревам, наиболее вероятным в роторе, что может привести к серьезным последствиям. Также следует отметить, что при определенных условиях наложения гармоник может возникнуть механическая вибрация ротора.
· В трансформаторах гармоники напряжения вызывают увеличение потерь на гистерезис, потери, связанные с вихревыми токами в стали, и потери в обмотках. Кроме того, сокращается срок службы изоляции. Увеличение потерь в обмотках наиболее важно в случае преобразовательного трансформатора, так как наличие фильтра, присоединенного обычно к стороне переменного тока, не снижает гармоник тока в трансформаторе. Кроме того, могут наблюдаться локальные перегревы трансформаторного бака.
· В батареях конденсаторов гармоники тока и напряжения также приводят к добавочным потерям энергии. Вследствие этого происходит дополнительный нагрев конденсатора, который может привести к выходу его из строя. Также возможно повреждение конденсатора при возникновении гармонических резонансов в сети.
· Гармоники могут нарушать работу устройств защиты или ухудшать их характеристики. Характер нарушения зависит от принципа работы устройства. Наиболее распространенными являются ложные срабатывания, которые наиболее вероятны в работе систем защиты, основанных на измерении сопротивлений.
· Влияние гармоник на индукционные приборы измерения мощности и учета электроэнергии приводит к увеличению погрешности результатов их измерений.
· Также следует отметить влияние гармоник, возникающих в силовых цепях, на сигналы в линиях связи (в частности, в телефонных линиях). Малый уровень шума приводит к определенному дискомфорту, при его увеличении часть передаваемой информации теряется, в исключительных случаях связь становится вообще невозможной.
Способы снижения несинусоидальности напряжения можно разделить на три группы:
1. Схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин, группирование вентильных преобразователей по схеме умножения фаз, подключение нелинейной нагрузки к системе с большей мощностью короткого замыкания;
2. Применение оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник, например «не насыщающихся» трансформаторов и многофазных вентильных преобразователей;
3. Использование фильтровых устройств: параллельных узкополосных резонансных фильтров, фильтрокомпенсирующих и фильтросимметрирующих устройств.
3.6.2 Влияние высших гармоник и их фильтрация
Развитие современных технологий полупроводников ведет все к более возрастающему количеству потребителей, управляемых тиристорами и конверторами. К сожалению, конверторы увеличивают значение индуктивной реактивной мощности и ухудшают несинусоидальную форму токовой кривой. Это помехи питаемой сети ведут к повреждениям и ошибочным включениям оборудования и приборов.
Типичный ток конвертора представляет собой наложения различных синусоидальных составных тока, т.е. основной сетевой частоты и определенного числа так называемых высших гармоник (в трехфазной сети в первую очередь гармоники 5-го, 7-го и 11-го порядков).
Содержание высших гармоник в трехфазной сети ведет к повышению тока в конденсаторах, т.к. реактивное сопротивление конденсаторов с возрастанием частоты уменьшается.
Загрязнение сетей переменного тока высшими гармониками может вести к следующим последствиям:
· снижение срока службы конденсаторов
· преждевременное срабатывание защитной аппаратуры
· выход из строя или ошибочная деятельность компьютеров, приводов двигателей, устройств освещения и др. чувствительных потребителей
Поэтому, снижение уровней высших гармоник в электросетях является частью общей задачи обеспечения благоприятной работы электроприемников, т. е. уменьшения влияния нелинейных нагрузок на питающую сеть и улучшения качества электроэнергии в сетях предприятий.
Комплексное решение этой задачи, основанное на применении многофункциональных устройств, оказывается в экономическом отношении более целесообразным, чем, например, использование мероприятий по улучшению формы сетевого тока преобразователя. Примером таких многофункциональных устройств являются силовые резонансные фильтры высших гармоник, иначе называемые фильтрокомпенсирующими устройствами (ФКУ), которые наряду со снижением уровней высших гармоник генерируют в питающую сеть реактивную мощность.
При определенных условиях такие фильтры могут использоваться также для симметрирования системы линейных напряжений в электросети. Фильтры могут устанавливаться для разделения линейных и нелинейных нагрузок (заградительные фильтры) или для шунтирования (поглощения) токов высших гармоник.
Рисунок 28 - Схема резонансного фильтра
Основой энергетических фильтров высших гармонических напряжений являются последовательно соединенные индуктивно-емкостные цепи, настроенные на соответствующие номера гармоник (рис. 26). Искажения сетевого напряжения от работы нелинейных электроприемников возникают из-за падений напряжения на внутренних сопротивлениях сети, питающей данные электроприемники.
3.7 Отклонение частоты
Под отклонением частоты понимают разность между усредненным значением частоты и номинальным значениями основной частоты:
или в процентах:
Усредненное значение частоты в герцах вычисляют как результат усреднения N наблюдений на интервале времени, равном 20 с, по формуле:
Число наблюдений N должно быть не менее 15.
Снижение частоты происходит при дефиците мощности работающих в системе электростанций. Приемники электроэнергии на промышленных предприятиях, ввиду их малой мощности по сравнению с суммарной мощностью всех генераторов системы, практически не могут оказывать существенного влияния на отклонения частоты в энергосистеме. Исключение составляют мощные электроприемники с резкопеременным характером нагрузки.
Качество электрической энергии по отклонению частоты считают соответствующим требованиям стандарта, если все измеренные в течение 24 ч значения отклонений частоты находятся в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями ± 0,4 Гц, а не менее 95 % всех измеренных значений отклонения частоты находятся в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями ± 0,2 Гц.
3.7.1 Влияние отклонения частоты на работу электрооборудования
Изменение значений отклонения частоты даже в жестко установленных пределах влияют на работу приемников электроэнергии. Асинхронные и синхронные электродвигатели с постоянным моментом на валу изменяют частоту вращения щ в зависимости от частоты сети.
Асинхронные двигатели с моментом, зависящим от скорости во второй степени, значительно изменяют свою производительность при отклонениях частоты, возможны даже нарушения технологического процесса. Характеристики ряда потребителей, таких как электрические печи сопротивления, дуговые печи, лампы накаливания, не зависят от изменений частоты.
Неблагоприятно влияют отклонения частоты на сети промышленных предприятий, в этом случае увеличиваются потери мощности и напряжения. В случае установки силовых фильтров с защитными реакторами возможны резонансные явления. Так, при некотором значении отклонения частоты в цепи защитный реактор - конденсаторная батарея возникает резонанс напряжения на частоте гармоники n. При дальнейшем снижении частоты цепь будет иметь емкостный характер для всех высших гармоник их источника. Это может послужить причиной перегрузок конденсаторной батареи по току, а также может привести к перераспределению высших гармоник в сети.
Для устранения этих явлений, необходимо ремонтировать или модернизировать существующие и строить новые электростанции. А пока их нет, активно применяется радикальная мера -- автоматическая частотная разгрузка (АЧР), то есть отключение части потребителей при снижении частоты.
Заключение
В соответствии с целью данной выпускной квалификационной работы было проведено моделирование режимов и сделана оценка надежности электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО «Томскнефть». В первую очередь была создана модель электрических сетей для расчета в программном комплексе «IndorElectra». На первом этапе был произведен расчет режимов нормального и послеаварийных режимов электрических сетей ОАО «Томскнефть». Результаты расчета показали перегрузку генераторов на ПС «Игольская» и ПС «Мыльджино», а также недопустимо низкие уровни напряжений на ряде подстанций 110 кВ, в частности на подстанции «Крапивинская» и «З. Моисеевская». В связи с этим было принято решение об установке на подстанцию 110 кВ «Двуреченская» БСК мощностью 23 МВар в блоке УШР мощностью 25 МВар, и установка на подстанцию 110 кВ «Игольская» БСК мощностью 23 МВар в блоке с УШР мощностью 25 МВар. Расчеты нормального и послеаварийных режимов, после установки блоков «УШР-БСК» показал увеличение уровней напряжения на подстанциях, при этом сохранилась возможность регулировать напряжение в широком диапазоне в зависимости от режимов.
На втором этапе была проведена оценка надежности энергосистемы.
При оценке надежности снабжения потребителей электроэнергией с учетом планово-предупредительных ремонтов необходимо введение резерва мощности в размере 48,5 МВт и особое внимание в плане эксплуатации и технического обслуживания заслуживает выключатель 1-2 (шиносоединительный). На третьем этапе были рассмотрены показатели качества электрической энергии и влияние их на потери в электроустановках, результаты которого позволили углубленно изучить факторы, влияющие на работу электрооборудования и мероприятия по улучшению качества электроэнергии.
Список литературы
1. Веников В.А., Глазунов А.А., Жуков Л.А. и др. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов/ Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева - М.: Высш. школа, 1998. - 511 с.
2. Правила устройства электроустановок. - СПб.: Изд-во ДЕАН, 2001.- 928с.
3. Надежность энергосистем: рабочая программа, методические указания и контрольные задания для студентов спец. 140205 «Электроэнергетические системы и сети» ИДО / Сост. К. И. Заподовников. - Томск: Изд. ТПУ, 2007. - 36 с.
4. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. - М.: НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.
5. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - 2-е изд.,перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 200 с., с ил. - (Надежность и качество)
6. Маркович И. М. Режимы энергетических систем. Изд. 4-е, переработ. и доп., М., «Энергия», 1969.-352 с. с ил.
7. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.
8. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. И доп.-М.:Энергоатомиздат,1989 г.
9. Волков Н.Г. Качество электроэнергии в системах электроснабжения: Учеб. пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. - 152с.
Приложение А (справочное) - Основные понятия и определения, приводимые в работе
Анализ - исследовательский метод, состоящий в том, что объект исследования, рассматриваемый как система, мысленно или практически расчленяется на составные элементы для изучения каждого из них в отдельности и выявления их функции, положения в системе.
Линия электропередачи (воздушная или кабельная) ЛЭП - электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии между двумя пунктами ЭЭС с возможным промежуточным отбором.
Отклонение напряжения - это разность между действительным значением напряжения U и его номинальным значением для сети Uном.
Параметры режима - это показатели, отражающие условия работы системы (I, U, f, S(P, Q)).
Переходный режим работы системы характеризуется быстрым изменением во времени его параметров. Частным случаем переходного режима является режим почти периодического изменения параметров - режим качаний, а также режим ресинхронизации, который может следовать за режимом качаний.
Потребитель электроэнергии - это электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории.
Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении.
Регулирование напряжения - это процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств.
Режим электрической сети - электрическое состояние сети, которое количественно характеризуется параметрами режима.
Установившийся режим работы системы характеризуется неизменностью ее параметров (потоков мощности в ветвях, напряжениями и сдвигами фазовых углов в узлах) или очень медленными и нерегулярными их изменениями.
Электроэнергетическая (электрическая) система (ЭЭС) - это совокупность электрической части электростанций и электросетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии при общем управлении этим режимом.
Электрическая подстанция (Подстанция) - это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а так же вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов.
Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередач.
Электрическая система (ЭС) - это часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей.
Энергетическая система (энергосистема) - это совокупность электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии, при общем управлении этим режимом.
Приложение Б - Параметры напряжения в узлах схемы при расчете режимов максимальных и минимальных нагрузок
Таблица Б.1 - Расчетные данные максимальных нагрузок после регулирования
|
N |
Название |
U, кВ |
Delta, гр |
Uжел, кВ |
dU, % |
|
|
1 |
Вертикос 10кВ 1СШ |
10,89 |
-1,90 |
10,50 |
3,72 |
|
|
2 |
Вертикос 10кВ 1СШ |
10,89 |
-1,90 |
10,50 |
3,72 |
|
|
3 |
Вертикос 220кВ 1СШ |
230,79 |
-0,27 |
230,00 |
0,34 |
|
|
4 |
Вертикос 220кВ 2СШ |
230,79 |
-0,27 |
230,00 |
0,34 |
|
|
5 |
Вертикос Т1 сторона СН холостой ход |
113,61 |
-0,82 |
110,00 |
3,28 |
|
|
6 |
Вертикос Т2 сторона СН холостой ход |
113,61 |
-0,82 |
110,00 |
3,28 |
|
|
7 |
Двуреченская 110кВ 1СШ |
115,00 |
-24,92 |
115,00 |
0 |
|
|
8 |
Двуреченская 110кВ 2СШ |
115,00 |
-24,92 |
115,00 |
0 |
|
|
9 |
Двуреченская 35кВ 1СШ |
37,44 |
-26,02 |
36,75 |
1,88 |
|
|
10 |
Двуреченская 35кВ 2СШ |
37,44 |
-26,02 |
36,75 |
1,88 |
|
|
11 |
Двуреченская 6кВ 1СШ |
6,40 |
-26,36 |
6,30 |
1,63 |
|
|
12 |
Двуреченская 6кВ 2СШ |
6,40 |
-26,36 |
6,30 |
1,63 |
|
|
13 |
З.Моисеевская 110кВ 1СШ |
114,38 |
-24,84 |
115,00 |
-0,54 |
|
|
14 |
З.Моисеевская 110кВ 2СШ |
114,38 |
-24,84 |
115,00 |
-0,54 |
|
|
15 |
З.Моисеевская 35кВ 1СШ |
37,46 |
-27,39 |
36,75 |
1,93 |
|
|
16 |
З.Моисеевская 35кВ 2СШ |
37,46 |
-27,39 |
36,75 |
1,93 |
|
|
17 |
З.Моисеевская 6кВ 1СШ |
6,40 |
-27,74 |
6,30 |
1,58 |
|
|
18 |
З.Моисеевская 6кВ 2СШ |
6,40 |
-27,74 |
6,30 |
1,58 |
|
|
19 |
Завьялово 10кВ 1СШ |
10,52 |
-1,76 |
10,50 |
0,19 |
|
|
20 |
Завьялово 10кВ 2СШ |
10,53 |
-1,53 |
10,50 |
0,30 |
|
|
21 |
Завьялово 220кВ 1СШ |
230,72 |
-0,25 |
230,00 |
0,31 |
|
|
22 |
Завьялово 220кВ 2СШ |
230,96 |
-0,02 |
230,00 |
0,42 |
|
|
23 |
Игольская 110 кВ 1СШ |
115,00 |
-20,57 |
115,00 |
0 |
|
|
24 |
Игольская 110 кВ 2СШ |
115,00 |
-20,57 |
115,00 |
0 |
|
|
25 |
Игольская 110кВ 1СШ |
115,00 |
-20,57 |
115,00 |
0 |
|
|
26 |
Игольская 110кВ 2СШ |
115,00 |
-20,57 |
115,00 |
0 |
|
|
27 |
Игольская 35 кВ 1 СШ |
37,12 |
-18,18 |
36,75 |
1,01 |
|
|
28 |
Игольская 35кВ 2 СШ |
36,78 |
-19,61 |
36,75 |
0,08 |
|
|
29 |
Игольская 6кВ 1СШ |
6,45 |
-16,43 |
6,30 |
2,45 |
|
|
30 |
Игольская 6кВ 2СШ |
6,35 |
-18,71 |
6,30 |
0,84 |
|
|
31 |
Калиновая 110кВ 1СШ |
114,51 |
-15,14 |
115,00 |
-0,43 |
|
|
32 |
Калиновая 110кВ 2СШ |
114,51 |
-15,14 |
115,00 |
-0,43 |
|
|
33 |
Калиновая 35кВ 1СШ |
37,38 |
-15,92 |
36,75 |
1,73 |
|
|
34 |
Калиновая 35кВ 2СШ |
37,38 |
-15,92 |
36,75 |
1,73 |
|
|
35 |
Калиновая 6кВ 1СШ |
6,40 |
-16,10 |
6,30 |
1,58 |
|
|
36 |
Калиновая 6кВ 2СШ |
6,40 |
-16,10 |
6,30 |
1,58 |
|
|
37 |
Каргасок 220кВ 1СШ |
231,00 |
-0,01 |
230,00 |
0,43 |
|
|
38 |
Крапивинская 110кВ 1СШ |
114,74 |
-23,89 |
115,00 |
-0,23 |
|
|
39 |
Крапивинская 110кВ 2СШ |
114,26 |
-24,07 |
115,00 |
-0,64 |
|
|
41 |
Крапивинская 35кВ 2СШ |
37,21 |
-26,97 |
36,75 |
1,24 |
|
|
42 |
Крапивинская 6кВ 1СШ |
6,39 |
-27,24 |
6,30 |
1,43 |
|
|
43 |
Крапивинская 6кВ 2СШ |
6,36 |
-27,45 |
6,30 |
0,99 |
|
|
44 |
КС-2 10кВ 1СШ |
10,55 |
-4,52 |
10,50 |
0,48 |
|
|
45 |
КС-2 10кВ 2СШ |
10,55 |
-4,52 |
10,50 |
0,48 |
|
|
46 |
КС-2 110кВ 1СШ |
115,76 |
-4,29 |
115,00 |
0,66 |
|
|
47 |
КС-2 110кВ 2СШ |
115,76 |
-4,29 |
115,00 |
0,66 |
|
|
48 |
Лугинецкая 10кВ 1СШ |
10,58 |
-15,67 |
10,50 |
0,75 |
|
|
49 |
Лугинецкая 10кВ 2СШ |
10,58 |
-15,67 |
10,50 |
0,75 |
|
|
50 |
Лугинецкая 110кВ 1СШ |
115,72 |
-14,43 |
115,00 |
0,63 |
|
|
51 |
Лугинецкая 110кВ 2СШ |
115,72 |
-14,43 |
115,00 |
0,63 |
|
|
52 |
Лугинецкая 35кВ 1СШ |
37,08 |
-15,48 |
36,75 |
0,89 |
|
|
53 |
Лугинецкая 35кВ 2СШ |
37,08 |
-15,48 |
36,75 |
0,89 |
|
|
54 |
Мильджино 110кВ 1СШ |
116,74 |
-14,40 |
115,00 |
1,52 |
|
|
55 |
Мыльджино 110кВ 2СШ |
116,74 |
-14,40 |
115,00 |
1,52 |
|
|
56 |
Мыльджино 35кВ 1СШ |
37,31 |
-13,42 |
36,75 |
1,52 |
|
|
57 |
Мыльджино 35кВ 2СШ |
37,31 |
-13,42 |
36,75 |
1,52 |
|
|
58 |
Мыльджино 6кВ (1) |
6,32 |
-12,55 |
6,30 |
0,28 |
|
|
59 |
Мыльджино 6кВ (2) |
6,32 |
-12,55 |
6,30 |
0,28 |
|
|
60 |
Мыльджино 6кВ 1СШ (1) |
6,32 |
-12,55 |
6,30 |
0,28 |
|
|
61 |
Мыльджино 6кВ 2СШ (2) |
6,32 |
-12,55 |
6,30 |
0,28 |
|
|
62 |
Останинская 110кВ 1СШ |
114,81 |
-15,00 |
115,00 |
-0,17 |
|
|
63 |
Останинская 110кВ 2СШ |
114,81 |
-15,00 |
115,00 |
-0,17 |
|
|
64 |
Останинская 35кВ 1СШ |
37,31 |
-16,23 |
36,75 |
1,53 |
|
|
65 |
Останинская 35кВ 2СШ |
37,31 |
-16,23 |
36,75 |
1,53 |
|
|
66 |
Останинская 6кВ 1СШ |
6,38 |
-16,51 |
6,30 |
1,31 |
|
|
67 |
Останинская 6кВ 2СШ |
6,38 |
-16,51 |
6,30 |
1,31 |
|
|
68 |
Отпайка на Т ПС "Тарская" |
115,65 |
-8,54 |
115,00 |
0,56 |
|
|
69 |
Отпайка на Т1 ПС "З.Моисеевская" |
115,02 |
-24,62 |
115,00 |
0,02 |
|
|
70 |
Отпайка на Т1 ПС "Завьялово" |
230,97 |
-0,02 |
230,00 |
0,42 |
|
|
71 |
Отпайка на Т1 ПС "Карагоск" |
230,98 |
-0,01 |
230,00 |
0,43 |
|
|
72 |
Отпайка на Т1 ПС "Крапивинская" |
114,74 |
-23,89 |
115,00 |
-0,23 |
|
|
73 |
Отпайка на Т1 ПС "Останинская" |
114,83 |
-14,99 |
115,00 |
-0,15 |
|
|
74 |
Отпайка на Т2 ПС "З.Моисеевская" |
114,39 |
-24,84 |
115,00 |
-0,53 |
|
|
75 |
Отпайка на Т2 ПС "Завьялово" |
230,72 |
-0,25 |
230,00 |
0,31 |
|
|
76 |
Отпайка на Т2 ПС "Карагоск" |
231,00 |
-0,01 |
230,00 |
0,43 |
|
|
77 |
Отпайка на Т2 ПС "Крапивинская" |
114,26 |
-24,07 |
115,00 |
-0,64 |
|
|
78 |
Отпайка на Т2 ПС "Останинская" |
114,83 |
-14,99 |
115,00 |
-0,15 |
|
|
79 |
Отпайка на Т2 ПС "Тарская" |
115,80 |
-8,48 |
115,00 |
0,70 |
|
|
80 |
Парабель 10кВ 1СШ |
10,65 |
-5,43 |
10,50 |
1,43 |
|
|
81 |
Парабель 10кВ 2СШ |
10,65 |
-5,43 |
10,50 |
1,43 |
|
|
82 |
Парабель 110кВ 1СШ |
115,78 |
-4,28 |
115,00 |
0,68 |
|
|
83 |
Парабель 110кВ 2СШ |
115,78 |
-4,28 |
115,00 |
0,68 |
|
|
84 |
Парабель 220кВ 1СШ |
231,00 |
0 |
230,00 |
0,43 |
|
|
85 |
Система |
231,00 |
0 |
230,00 |
0,43 |
|
|
86 |
Тарская 10кВ 1СШ |
10,56 |
-9,51 |
10,50 |
0,55 |
|
|
87 |
Тарская 10кВ 2СШ |
10,56 |
-9,51 |
10,50 |
0,55 |
|
|
88 |
Тарская 110кВ 1СШ |
115,65 |
-8,54 |
115,00 |
0,56 |
|
|
89 |
Тарская 110кВ 2СШ |
115,80 |
-8,48 |
115,00 |
0,70 |
|
|
90 |
Тарская Т1 сторона СН холостой ход |
38,98 |
-9,14 |
38,50 |
1,25 |
Таблица Б.2 - Результаты расчета нормального режима минимальных нагрузок
|
N |
Название |
U, кВ |
Delta, гр |
Uжел, кВ |
dU, % |
|
|
1 |
Вертикос 10кВ 1СШ |
10,91 |
-1,71 |
10,50 |
3,90 |
|
|
2 |
Вертикос 10кВ 1СШ |
10,91 |
-1,71 |
10,50 |
3,90 |
|
|
3 |
Вертикос 220кВ 1СШ |
230,87 |
-0,24 |
230,00 |
0,38 |
|
|
4 |
Вертикос 220кВ 2СШ |
230,87 |
-0,24 |
230,00 |
0,38 |
|
|
5 |
Вертикос Т1 сторона СН холостой ход |
113,70 |
-0,74 |
110,00 |
3,37 |
|
|
6 |
Вертикос Т2 сторона СН холостой ход |
113,70 |
-0,74 |
110,00 |
3,37 |
|
|
7 |
Двуреченская 110кВ 1СШ |
115,00 |
-21,26 |
115,00 |
0 |
|
|
8 |
Двуреченская 110кВ 2СШ |
115,00 |
-21,26 |
115,00 |
0 |
|
|
9 |
Двуреченская 35кВ 1СШ |
37,48 |
-22,26 |
36,75 |
1,98 |
|
|
10 |
Двуреченская 35кВ 2СШ |
37,48 |
-22,26 |
36,75 |
1,98 |
|
|
11 |
Двуреченская 6кВ 1СШ |
6,41 |
-22,57 |
6,30 |
1,77 |
|
|
12 |
Двуреченская 6кВ 2СШ |
6,41 |
-22,57 |
6,30 |
1,77 |
|
|
13 |
З.Моисеевская 110кВ 1СШ |
114,23 |
-21,15 |
115,00 |
-0,67 |
|
|
14 |
З.Моисеевская 110кВ 2СШ |
114,23 |
-21,15 |
115,00 |
-0,67 |
|
|
15 |
З.Моисеевская 35кВ 1СШ |
37,50 |
-23,44 |
36,75 |
2,03 |
|
|
16 |
З.Моисеевская 35кВ 2СШ |
37,50 |
-23,44 |
36,75 |
2,03 |
|
|
17 |
З.Моисеевская 6кВ 1СШ |
6,41 |
-23,75 |
6,30 |
1,72 |
|
|
18 |
З.Моисеевская 6кВ 2СШ |
6,41 |
-23,75 |
6,30 |
1,72 |
|
|
19 |
Завьялово 10кВ 1СШ |
10,54 |
-1,58 |
10,50 |
0,36 |
|
|
20 |
Завьялово 10кВ 2СШ |
10,55 |
-1,37 |
10,50 |
0,44 |
|
|
21 |
Завьялово 220кВ 1СШ |
230,80 |
-0,23 |
230,00 |
0,35 |
|
|
22 |
Завьялово 220кВ 2СШ |
230,97 |
-0,02 |
230,00 |
0,42 |
|
|
23 |
Игольская 110 кВ 1СШ |
115,00 |
-17,34 |
115,00 |
0 |
|
|
24 |
Игольская 110 кВ 2СШ |
115,00 |
-17,34 |
115,00 |
0 |
|
|
25 |
Игольская 110кВ 1СШ |
115,00 |
-17,34 |
115,00 |
0 |
|
|
26 |
Игольская 110кВ 2СШ |
115,00 |
-17,34 |
115,00 |
0 |
|
|
27 |
Игольская 35 кВ 1 СШ |
37,14 |
-14,90 |
36,75 |
1,05 |
|
|
28 |
Игольская 35кВ 2 СШ |
36,80 |
-16,33 |
36,75 |
0,13 |
|
|
29 |
Игольская 6кВ 1СШ |
6,46 |
-13,15 |
6,30 |
2,49 |
|
|
30 |
Игольская 6кВ 2СШ |
6,36 |
-15,43 |
6,30 |
0,88 |
|
|
31 |
Калиновая 110кВ 1СШ |
115,36 |
-12,94 |
115,00 |
0,31 |
|
|
32 |
Калиновая 110кВ 2СШ |
115,36 |
-12,94 |
115,00 |
0,31 |
|
|
33 |
Калиновая 35кВ 1СШ |
37,69 |
Подобные документы
Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014Анализ повышения надежности распределительных электрических сетей. Оптимизация их режимов, обеспечивающая минимум затрат при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей. Ключевые технологии, развиваемые в секторе магистральных сетей за рубежом.
реферат [197,2 K], добавлен 27.10.2015Особенности режимов работы электрических сетей. Режим максимальных и минимальных нагрузок. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции, типов релейной защиты, автоматики, измерений, аппаратов и токоведущих частей, кабельных линий.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 01.07.2015Общая характеристика Юго-Восточных электрических сетей. Составление схемы замещения и расчет ее параметров. Анализ установившихся режимов работы. Рассмотрение возможностей по улучшению уровня напряжения. Вопросы по экономической части и охране труда.
дипломная работа [430,3 K], добавлен 13.07.2014Схемы сельских электрических сетей. Нормативные уровни надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Объекты и объем автоматизации. Противоаварийная сетевая автоматика. Релейная защита электрических сетей. Контроль неполнофазных режимов.
курс лекций [1,6 M], добавлен 01.02.2013Электрические схемы разомкнутой и кольцевой сетей. Определение параметров установившегося режима электрической сети методом "в два этапа". Формирование уравнений узловых напряжений. Баланс мощности. Таблица параметров режима разомкнутой сети, его карта.
курсовая работа [3,0 M], добавлен 22.09.2013Расчет трансформаторных подстанций, воздушных линий электропередач и кольцевой схемы. Определение потерь напряжений на участках линий, КПД электрической сети для режима наибольших нагрузок. Выбор положения регулировочных ответвлений трансформаторов.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.05.2015Принцип построения схем распределения электрической энергии внутри жилых зданий. Описание схемы электроснабжения двенадцати этажного дома. Метод определения электрических нагрузок в жилых зданиях. Расчётные нагрузки жилых домов второй категории.
контрольная работа [1,1 M], добавлен 24.11.2010История создания и развития Верхне-Донского предприятия МЭС. Разработка вариантов подключения ПС 220кВ "Пашная" к сети. Анализ нормальных режимов работы электрических сетей предприятия. Расчет и анализ перспективного режима максимальных нагрузок сети.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 11.10.2013
