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

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра "Электрические системы и сети"

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

_________

"___" _______ 2005 г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

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

Пояснительная записка

ЗАДАНИЕ

по дипломному проектированию студенту

1 Тема проекта

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

2 Утверждена приказом по университету № 108 от 24.01.05 г.

3 Срок сдачи студентом законченного проекта ________

4 Исходные данные к проекту

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

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

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

6 Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Чертеж 1, 2 - Принципиальная схема электрических соединений КАТЭКэлектросети.

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

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

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

Чертеж 7 - Математическая модель РУР.

КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК

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

1 Сбор информации для выполнения работы	03.04.2005
2 Составление расчетной схемы замещения	20.04.2005
3 Определение параметров схемы замещения	25.05.2005
4 Изучение программы "RASTR"	01.05.2005
5 Подготовка файлов исходной информации	05.05.2005
6 Расчет заданных режимов работы электрических сетей	10.05.2005
7 Описание математических моделей элементов электрических сетей	15.05.2005
8 Описание метода расчета установившегося режима	18.05.2005
9 Выполнение экономической части	26.05.2005
10 Рассмотрение вопросов охраны труда и окружающей среды	31.06.2005
11. Оформление расчетно-пояснительной записки	01.06.2005
12. Выполнение графической части дипломного проекта	07.06.2005

Содержание

Введение

1. Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

1.1 Экономико - географическая характеристика района

1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта

1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения

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

2.1 Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов

2.2 Методы решения УУР

2.3 Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов

2.4 Описание метода оптимизации

3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС

3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации

3.1.1 Характеристика ПВК "RASTR"

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

5. Безопасность и экологичность проекта

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

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

5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей

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

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

5.6 Пожарная безопасность

5.7 Экологичность проекта

Список использованных источников

Введение

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

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

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

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

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

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

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

1 Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

1.1 Экономико - географическая характеристика района

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

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

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

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

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

1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения

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

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

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

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

,

где ? - удельное активное сопротивление алюминия, мм²/км;

F - сечение провода, мм.

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

,

где D_ср - среднегеометрическое расстояние между фазами, м;

r_пр - радиус провода, мм;

?=1 - магнитная проницаемость алюминия.

Среднегеометрическое расстояние между фазами, м,

,

где - расстояния между проводами отдельных фаз, м.

Удельная емкостная проводимость, См/км,

.

Параметры схемы замещения ЛЭП определяются из выражений вида

,

,

где Z_ЛЭП - комплексное сопротивление ЛЭП, Ом;

R_ЛЭП - активное сопротивление ЛЭП, Ом

X_ЛЭП - индуктивное сопротивление ЛЭП, Ом

B_с - емкостное сопротивление ЛЭП, См

l_ЛЭП - длинна ЛЭП, км.

Параметры ЛЭП Восточных сетей сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Параметры ЛЭП эксплуатируемых ШРЭС

Наименование ЛЭП	Обозначение	U, кВ	Марка провода	Длинна, км	R, Ом	X, Ом	BС, мСм
Итатская - Шарыповская №25	Д-123	220	2АС-400	14,89	0,543	3,029	80,393
Итатская - Шарыповская №25	Д-124	220	2АС-400	14,89	0,543	3,029	80,393
Шарыповская №25 - БГРЭС-1	Д-127	220	АС-240	5,70	0,684	2,415	14,833
Шарыповская №25 - БГРЭС-1	Д-128	220	АС-240	5,70	0,684	2,415	14,833
Шарыповская №25 - БУР	Д-125	220	АС-500	17,75	1,047	7,099	48,722
Шарыповская №25 - БУР	Д-126	220	АС-500	17,75	1,047	7,099	48,722
БУР - Оп.14	С-765	110	АС-185	2,80	0,437	1,127	7,727
БУР - Оп.14	С-766	110	АС-185	2,80	0,437	1,127	7,727
Оп.14 - Жилпоселок	С-765	110	АС-185	5,00	0,780	2,000	13,799
Оп.14 - Жилпоселок	С-766	110	АС-185	5,00	0,780	2,000	13,799
Оп.14 - Конвейерного транспорта	С-765	110	АС-150	5,326	1,039	2,175	14,388
Оп.14 - Конвейерного транспорта	С-766	110	АС-150	5,326	1,039	2,175	14,388
БУР - Оп.129	С-763	110	АС-70	22,53	9,463	9,724	57,270
БУР - Оп.129	С-764	110	АС-70	22,53	9,463	9,724	57,270
Оп.129 - Березовская	С-763	110	АС-70	26,38	11,080	11,383	67,057
Оп.129 - Березовская	С-764	110	АС-70	26,38	11,080	11,383	67,057
Оп.129 - Новоалтатка	С-763	110	АС-95	0,54	0,170	0,243	1,407
Оп.129 - Новоалтатка	С-764	110	АС-95	0,54	0,170	0,243	1,407
БУР - Оп.10	С-771	110	АС-95	2,00	0,628	0,856	5,212
БУР - Оп.10	С-772	110	АС-95	2,00	0,628	0,856	5,212
Оп.10 - Центральный выезд	С-771	110	АС-95	1,00	0,314	0,436	2,606
Оп.10 - Центральный выезд	С-772	110	АС-95	1,00	0,314	0,436	2,606
Оп.10 - Совмещенная тяговая	С-771	110	АС-95	0,01	0,003	0,020	0,026
Оп.10 - Совмещенная тяговая	С-772	110	АС-95	0,01	0,003	0,020	0,026
БУР - Оп.33	С-769	110	АС-70	6,46	2,713	2,799	16,421
БУР - Оп.33	С-770	110	АС-70	6,46	2,713	2,799	16,421
Оп.33 - Дренажная шахта	С-769	110	АС-70	2,54	1,067	1,110	6,457
Оп.33 - Дренажная шахта	С-770	110	АС-70	2,54	1,067	1,110	6,457
Оп.33 - Западный борт	С-769	110	АС-70	0,01	0,004	0,020	0,025
Оп.33 - Западный борт	С-770	110	АС-70	0,01	0,004	0,020	0,025
БУР - Опорная база	С-767	110	АС-70	5,98	2,512	2,592	15,201
БУР - Опорная база	С-768	110	АС-70	5,98	2,512	2,592	15,201
Шарыповская №25 - Оп.10	С-758	110	АС-150	2,00	0,390	0,827	5,403
Шарыповская №25 - Оп.10	С-759	110	АС-150	2,00	0,390	0,827	5,403
Оп.10 - Строит. БГРЭС-1	С-758	110	АС-150	3,60	0,702	1,475	9,725
Оп.10 - Строит. БГРЭС-1	С-759	110	АС-150	3,60	0,702	1,475	9,725
Оп.10 - Инголь	С-758	110	АЖ-120	18,08	4,502	7,458	48,111
Оп.10 - Инголь	С-759	110	АЖ-120	18,08	4,502	7,458	48,111
Шарыповская №25 - РПКБ	С-754	110	АС-150	5,26	1,026	2,148	14,210
Шарыповская №25 - РПКБ	С-755	110	АС-150	5,26	1,026	2,148	14,210
Шарыповская №25 - Оп.13	С-756	110	АС-185	2,75	0,429	1,107	7,589
Шарыповская №25 - Оп.13	С-757	110	АС-185	2,75	0,429	1,107	7,589
Оп.13 - Береш	С-756	110	АС-185	6,55	1,022	2,615	18,077
Оп.13 - Береш	С-757	110	АС-185	6,55	1,022	2,615	18,077
Оп.13 - Западная	С-756	110	АС-150	0,56	0,109	0,243	1,513
Оп.13 - Западная	С-757	110	АС-150	0,56	0,109	0,243	1,513
Шарыповская №25 - Оп.102	С-761	110	АС-150	16,68	3,253	6,779	45,061
Шарыповская №25 - Оп.102	С-762	110	АС-150	16,68	3,253	6,779	45,061
Оп.102 - Парная	С-761	110	АС-150	22,99	4,483	9,337	62,107
Оп.102 - Парная	С-762	110	АС-150	22,99	4,483	9,337	62,107
Оп.102 - Шарыповская №27	С-761	110	АС-150	2,88	0,562	1,183	7,780
Оп.102 - Шарыповская №27	С-762	110	АС-150	2,88	0,562	1,183	7,780
Оп.102 - Городская	С-761	110	АС-150	0,05	0,010	0,036	0,135
Оп.102 - Городская	С-762	110	АС-150	0,05	0,010	0,036	0,135
Парная - Оп.79а	С-79	110	АС-150	20,40	3,978	8,287	55,110
Парная - Оп.79а	С-80	110	АС-150	20,40	3,978	8,287	55,110
Оп.79а - Итатская №19	С-79	110	АС-70	2,50	1,050	1,093	6,355
Оп.79а - Итатская №19	С-80	110	АС-70	2,50	1,050	1,093	6,355
Оп.79а - Оп.119	С-79	110	АС-150	10,33	2,014	4,204	27,906
Оп.79а - Оп.119	С-80	110	АС-150	10,33	2,014	4,204	27,906
Оп.119 - Горячегорская	С-79	110	АС-150	2,40	0,468	0,989	6,484
Оп.119 - Горячегорская	С-80	110	АС-150	2,40	0,468	0,989	6,484
Оп.119 - Кия-Шалтырь	С-79	110	АС-150	53,70	10,472	21,788	145,07
Оп.119 - Кия-Шалтырь	С-80	110	АС-150	53,70	10,472	21,788	145,07
Парная - Оп.91	С-70	110	АС-150	20,32	3,962	8,254	54,894
Парная - Оп.91	С-71	110	АС-150	20,32	3,962	8,254	54,894
Оп.91 - Ораки	С-70	110	АС-95	0,93	0,292	0,407	2,424
Оп.91 - Ораки	С-71	110	АС-95	1,10	0,345	0,478	2,867
Оп.91 - Ужур	С-70	110	АС-150	23,11	4,506	9,386	62,431
Оп.91 - Ужур	С-71	110	АС-150	23,11	4,506	9,386	62,431
Ужур - Чулым	С-74	110	АС-95	20,79	6,528	8,753	54,181
Ужур - Чулым	С-75	110	АС-95	20,79	6,528	8,753	54,181
Ужур - Малый Имыш	С-72	110	АС-150	39,91	8,546	18,158	121,34
			АС-185	4,90
Ужур - Малый Имыш	С-73	110	АС-150	44,81	8,738	18,184	121,05
Малый Имыш - Оп.115	С-776	110	АС-70	28,30	11,886	12,210	71,937
Малый Имыш - Оп.115	С-777	110	АС-95	28,30	8,886	11,910	73,754
Оп.115 - Светлолобовская	С-776	110	АС-70	2,20	0,924	0,964	5,592
Оп.115 - Светлолобовская	С-777	110	АС-95	2,20	0,691	0,940	5,733
Оп.115 - Новоселовская	С-776	110	АС-70	12,50	5,250	5,402	31,774
Оп.115 - Новоселовская	С-777	110	АС-95	12,50	3,925	5,269	32,577
Новоселовская - Орошение	С-773	110	АС-120	7,37	1,835	3,051	19,602
Орошение - Толстый Мыс	С-773	110	АС-120	13,56	3,376	5,600	36,065
Новоселовская - Оп.129	С-78	110	АС-70	31,50	13,230	13,595	80,033
Оп.129 - Курганы	С-78	110	АС-70	0,57	0,239	0,261	1,448
Оп.129 - Оп.148	С-78	110	АС-70	4,60	1,932	1,999	11,687
Оп.148 - Чулымская	С-78	110	АС-95	6,30	1,978	2,665	16,411
Оп.148 - Оп.247	С-78	110	АС-70	30,42	12,776	13,130	77,289
Оп.247 - Балахтинская	С-78	110	АС-120	13,4	3,337	5,531	35,658
Оп.247 - Оп.265	С-78	110	АС-70	4,38	1,840	1,904	11,128
Оп.265 - Приморская	С-78	110	АС-70	13,75	5,775	5,943	34,935
Оп.265 - Новый Огур	С-78	110	АС-70	6,60	2,772	2,861	16,769
Новоселовская - Оп.124	С-775	110	АС-120	31,58	7,863	13,021	83,993
Оп.124 - Курганы	С-775	110	АС-120	0,56	0,139	0,246	1,489
Оп.124 - Оп.141	С-775	110	АС-120	4,60	1,145	1,910	12,235
Оп.141 - Чулымская	С-775	110	АС-95	6,30	1,978	2,665	16,411
Оп.141 - Оп.238	С-775	110	АС-120	26,0	6,474	10,723	69,152
Оп.238 - Балахтинская	С-775	110	АС-120	13,3	3,312	5,493	35,374
Оп.238 - Оп.256	С-775	110	АС-120	4,27	1,063	1,774	11,357
Оп.256 - Приморская	С-775	110	АС-120	14,2	3,536	5,864	37,768
Оп.256 - Новый Огур	С-775	110	АС-120	6,69	1,666	2,771	17,793
Малый Имыш - Оп.206	С-781	110	АС-70	38,40	16,128	15,849	97,611
Малый Имыш - Оп.206	С-782	110	АС-70	38,40	16,128	15,849	97,611
Оп.206 - Кожаны	С-781	110	АС-70	1,212	0,509	0,515	3,081
Оп.206 - Кожаны	С-782	110	АС-70	1,212	0,509	0,515	3,081
Оп.206 - Тюльковская	С-781	110	АС-70	12,30	5,166	5,087	31,266
Оп.206 - Тюльковская	С-782	110	АС-70	12,30	5,166	5,087	31,266
Шарыповская №27 - Шушь	Т-41	35	АС-95	17,20	5,401	6,925	46,897
Шарыповская №27 - Шушь	Т-42	35	АС-95	17,20	5,401	6,925	46,897
Шушь - Локшино	Т-43	35	АС-95	23,48	7,373	9,572	63,189
Локшино - Михайловка	Т-49	35	АС-95	17,58	5,520	7,171	47,311
Михайловка - Крутоярская	Т-44	35	АС-95	9,07	2,848	3,707	24,409
Михайловка - Яга	Т-45	35	АС-95	25,43	7,985	10,366	68,437
Крутоярская - Красная сопка	Т-24	35	АС-95	16,15	5,071	6,589	43,463
Крутоярская - Солгон	Т-26	35	АС-70	23,82	10,004	9,963	62,475
Солгон - Степное (ЗЭС)	Т-26	35	АС-70	28,55	11,991	11,938	74,881
Яга - Петропавловка	Т-46	35	АС-95	33,50	10,519	13,650	90,154
Малый Имыш - Петропавловка	Т-37	35	АС-95	23,20	7,285	9,336	63,256
Малый Имыш - Петропавловка	Т-38	35	АС-95	23,20	7,285	9,336	63,256
Петропавловка - Грузенка	Т-6	35	АС-70	20,70	8,694	8,660	54,292
Грузенка - Курбатовская	Т-7	35	АС-70	11,41	4,792	4,781	29,926
Курбатовская - Тюльковская	Т-34	35	АС-70	19,28	8,098	8,067	50,568
Тюльковская - Белоярская	Т-35	35	АС-70	16,43	6,901	6,877	43,093
Тюльковская - Белоярская	Т-36	35	АС-70	1,9	7,861	5,863	35,930
			АС-50	11,93
Тюльковская - Еловка	Т-11	35	АС-70	24,14	10,139	10,097	63,314
Малый Имыш - Ужурсовхоз	Т-39	35	АС-95	17,7	5,558	7,126	48,260
Малый Имыш - Ужурсовхоз	Т-40	35	АС-95	17,7	5,558	7,126	48,260

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

Активное сопротивление трансформатора, Ом, определим по формуле

,

где ?P_к - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

U_ном - номинальное напряжение обмотки трансформатора, к которой приводится сопротивление, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Индуктивное сопротивление трансформатора, Ом, определим из выражения

,

где u_к - напряжение короткого замыкания, %.

Активная проводимость трансформатора, См, вычислим воспользовавшись выражением

,

где ?P_х.х. - активные потери холостого хода в трансформаторе, кВт.

Индуктивная проводимость трансформатора, См, вычисляем из выражения

,

где I_х.х. - ток холостого хода трансформатора, % .

Таблица 1.2 - Паспортные данные трансформаторов ШРЭС

Название подстанции	Тип трансформатора	Пределы регулирования	Кол. ТР, шт	Uном, кВ	uк, %	?Pк, кВт	?Pх.х., кВт	Iх.х., %
				ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
Итатская 10В	АОДЦТН-167000	±6?2,1%	2	500/v3	230/v3	11,0	11,0	35,0	21,5	325	125	0,4
Шарыповская №25	АТДЦТН-125000	±6?2,0%	2	230	121	11,0	11,0	31,0	16,0	290	85	0,5
БУР	АТДЦТН-125000	±6?2,0%	2	230	121	11,0	11,0	31,0	16,0	290	85	0,5
Жилпоселок	ТДН-16000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	85,0	19,0	0,7
Конвейерного транспорта	ТРДН-40000/110	±9?1,78%	1	115	10,5/10,5	-	10,5	-	172	36,0	0,65
	ТРДЦН-40000/110	±9?1,78%	1	115	10,5/10,5	-	10,5	-	172	36,0	0,65
Березовка	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	2	115	38,5	11,0	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Новоалтатка	ТДН-10000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
Центральный выезд	ТДН-16000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	85,0	19,0	0,7
Совмещ. тяговая	ТДТНЖ-25000/110	±9?1,78%	2	115	27,5	6,6	10,5	17,0	6,0	140	42,0	0,9
Дренажная шахта	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	6,6	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Дренажная шахта	ТДН-10000/110	±9?1,78%	1	115	-	11,0	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
Опорная база	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	6,6	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Западный Борт	ТДН-10000/110	±9?1,78%	1	115	-	11,0	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
	ТДН-16000/110	±9?1,78%	1	115	-	6,6	-	10,5	-	85,0	19,0	0,7
Строит. БГРЭС-1	ТДН-16000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	85,0	19,0	0,7
Инголь	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
РПКБ	ТРДН-40000/110	±9?1,78%	2	115	10,5/10,5	-	10,5	-	172	36,0	0,65
Береш	ТДН-10000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
Западная	ТДН-16000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	85,0	19,0	0,7
Парная	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Шарыповская №27	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	2	115	38,5	11,0	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Городская	ТРДН-25000/110	±9?1,78%	2	115	10,5/10,5	-	10,5	-	120	27,0	0,7
Итатская 19В	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Горячегорск	ТМТГ-7500/110	±9?1,78%	1	115	-	6,6	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
	ТМТГ-5000/110	±9?1,78%	1	115	-	6,6	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Кия-Шалтырь	ТДТНГ-10000/110	±9?1,78%	1	115	38,5	6,6	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	1	115	38,5	6,6	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Ораки	ТАМН-2500/110	+10(-8)?1,5%	1	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
	ТАМН-2500/110	+10(-8)?1,5%	1	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
Ужур	АТДЦТН-63000	±6?2,0%	2	230	121	11,0	11,0	35,7	21,9	215	45	0,5
Учум	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	2	115	38,5	11,0	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Малый Имышь	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	2	115	38,5	11,0	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Светлолобовская	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Новоселовская	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Орошение	ТДН-10000/110	±9?1,78%	1	115	-	6,6	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
Толстый Мыс	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Курганы	ТМН-2500/110	+10(-8)?1,5%	2	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
Чулымская	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Балахтанская	ТДН-10000/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	60,0	14,0	0,7
Приморская	ТМН-6300/110	±9?1,78%	1	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
	ТМН-2500/110	+10(-8)?1,5%	1	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
Новый Огур	ТМН-2500/110	+10(-8)?1,5%	1	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
	ТАМ(Н)-2500/110	+10(-8)?1,5%	1	110	-	11,0	-	10,5	-	22,0	5,5	1,5
Кожаны	ТМН-6300/110	±9?1,78%	2	115	-	11,0	-	10,5	-	44,0	11,5	0,8
Тюльковская	ТДТН-10000/110	±9?1,78%	2	115	38,5	11,0	10,5	17,0	6,0	76,0	17,0	1,1
Шушь	ТМН-4000/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	33,5	6,7	1,0
Локшино	ТМН-4000/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	33,5	6,7	1,0
Михайловка	ТМН-4000/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	33,5	6,7	1,0
Крутоярская	ТМН-6300/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	46,5	9,2	0,9
Яга	ТМН-2500/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
Солгон	ТМ-2500/35	±2?2,5%	2	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
Петропавловка	ТМН-2500/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
Грузенка	ТМН-6300/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	46,5	9,2	0,9
Курбатовская	ТМН-4000/35	±6?1,5%	1	35,0	-	11,0	-	7,5	-	33,5	6,7	1,0
	ТМН-6300/35	±6?1,5%	1	35,0	-	11,0	-	7,5	-	46,5	9,2	0,9
Белоярская	ТМН-2500/35	±6?1,5%	1	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
	ТМ-2500/35	±2?2,5%	1	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
Еловка	ТМН-2500/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	6,5	-	23,5	5,1	1,1
Ужурсовхоз	ТМН-4000/35	±6?1,5%	2	35,0	-	11,0	-	7,5	-	33,5	6,7	1,0

Параметры двухобмоточных трансформаторов в схеме замещения приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Параметры двухобмоточных трансформаторов ШРЭС

Тип трансформатора	R, Ом	X, Ом	G, мСм	B, мСм
ТДН-16000/110	4,391	86,79	1,437	8,469
ТРДН-40000/110	1,422	34,72	2,722	19,660
ТРДЦН-40000/110	1,422	34,72	2,722	19,660
ТДН-10000/110	7,935	138,86	1,059	5,293
ТМН-6300/110	14,661	220,42	0,870	3,811
ТРДН-25000/110	2,539	55,55	2,042	13,233
ТМТГ-7500/110	10,345	185,15	0,870	4,537
ТМТГ-5000/110	23,276	277,73	0,870	3,025
ТМН(ТАМН)-2500/110	42,592	508,20	0,455	3,099
ТМН-4000/35	2,565	22,97	5,469	32,653
ТМН-6300/35	1,435	14,58	7,510	46,286
ТМН(ТМ)-2500/35	4,606	31,85	4,163	22,449

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

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

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

,

,

,

где ?P_к,в, ?P_к,с, ?P_к,с - потери активной мощности короткого замыкания

соответствующие лучам схемы замещения, кВт.

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

?P_к,в=0,5(?P_к,в-н+ ?P_к,в-с- ?P_к,с-н),

?P_к,с=0,5(?P_к,в-с+ ?P_к,с-н- ?P_к,в-н),

?P_к,н=0,5(?P_к,в-н+ ?P_к,с-н- ?P_к,в-с),

где ?P_к,в-н, ?P_к,в-с, ?P_к,с-н - потери активной мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, ВН и СН, СН и НН, соответственно, кВт.

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

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

,

,

,

где u_к,в, u_к,с, u_к,н - напряжения короткого замыкания обмоток соответствующих лучам схемы, %.

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

u_к,в =0,5(u_к,в-н + u_к,в-с - u_к,с-н),

u_к,с =0,5(u_к,в-с + u_к,с-н - u_к,в-н),

u_к,н =0,5(u_к,в-н + u_к,с-н - u_к,в-с),

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

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

Таблица 1.4 - Параметры трехобмоточных трансформаторов ВЭС.

Тип трансформатора	RВ, Ом	RС, Ом	RН, Ом	XВ, Ом	XС, Ом	XН, Ом	G·10-6, См	B·10-6, См
АОДЦТН-167000	0,486	0,486	0,486	61,128	0	113,523	1,500	8,016
АТДЦТН-125000	0,491	0,491	0,736	55,016	0	76,176	1,607	11,815
ТДТН-10000/110	5,026	5,026	5,026	142,169	0	82,656	1,285	8,318
ТДТНЖ-25000/110	1,481	1,481	1,481	56,868	0	33,063	3,176	17,013
ТДТНГ-10000/110	5,026	5,026	5,026	142,169	0	82,656	1,285	8,318
АТДЦТН-63000	1,433	1,433	2,149	104,121	0	195,646	0,851	5,955

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

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

Таблица 1.2 - Паспортные данные трансформаторов ШРЭС

Название подстанции

Тип трансформатора

Пределы регулирования

Обозначение

Сторона

Режим

4.00

10.00

19.00

22.00

kт

№ анц.

kт

№ анц.

kт

№ анц.

kт

№ анц.

Итатская 10В

АОДЦТН-167000

±6?2,1%

1Т

ВН

АОДЦТН-167000

±6?2,1%

2Т

ВН

Шарыповская №25

АТДЦТН-125000

±6?2,0%

1Т

ВН

АТДЦТН-125000

±6?2,0%

2Т

ВН

БУР

АТДЦТН-125000

±6?2,0%

1Т

ВН

АТДЦТН-125000

±6?2,0%

2Т

ВН

Жилпоселок

ТДН-16000/110

±9?1,78%

ТДН-16000/110

±9?1,78%

Конвейерного транспорта

ТРДН-40000/110

±9?1,78%

ТРДЦН-40000/110

±9?1,78%

Березовка

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Новоалтатка

ТДН-10000/110

±9?1,78%

ТДН-10000/110

±9?1,78%

Центральный выезд

ТДН-16000/110

±9?1,78%

ТДН-16000/110

±9?1,78%

Совмещ. тяговая

ТДТНЖ-25000/110

±9?1,78%

ТДТНЖ-25000/110

±9?1,78%

Дренажная шахта

ТМН-6300/110

±9?1,78%

ТДН-10000/110

±9?1,78%

Опорная база

ТМН-6300/110

±9?1,78%

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Западный Борт

ТДН-10000/110

±9?1,78%

ТДН-16000/110

±9?1,78%

Строит. БГРЭС-1

ТДН-16000/110

±9?1,78%

ТДН-16000/110

±9?1,78%

Инголь

ТМН-6300/110

±9?1,78%

РПКБ

ТРДН-40000/110

±9?1,78%

Береш

ТДН-10000/110

±9?1,78%

Западная

ТДН-16000/110

±9?1,78%

Парная

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Шарыповская №27

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Городская

ТРДН-25000/110

±9?1,78%

Итатская 19В

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Горячегорск

ТМТГ-7500/110

±9?1,78%

ТМТГ-5000/110

±9?1,78%

Кия-Шалтырь

ТДТНГ-10000/110

±9?1,78%

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Ораки

ТАМН-2500/110

+10(-8)?1,5%

ТАМН-2500/110

+10(-8)?1,5%

Ужур

АТДЦТН-63000

±6?2,0%

Учум

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Малый Имышь

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Светлолобовская

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Новоселовская

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Орошение

ТДН-10000/110

±9?1,78%

Толстый Мыс

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Курганы

ТМН-2500/110

+10(-8)?1,5%

Чулымская

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Балахтанская

ТДН-10000/110

±9?1,78%

Приморская

ТМН-6300/110

±9?1,78%

ТМН-2500/110

+10(-8)?1,5%

Новый Огур

ТМН-2500/110

+10(-8)?1,5%

ТАМ(Н)-2500/110

+10(-8)?1,5%

Кожаны

ТМН-6300/110

±9?1,78%

Тюльковская

ТДТН-10000/110

±9?1,78%

Шушь

ТМН-4000/35

±6?1,5%

Локшино

ТМН-4000/35

±6?1,5%

Михайловка

ТМН-4000/35

±6?1,5%

Крутоярская

ТМН-6300/35

±6?1,5%

Яга

ТМН-2500/35

±6?1,5%

Солгон

ТМ-2500/35

±2?2,5%

Петропавловка

ТМН-2500/35

±6?1,5%

Грузенка

ТМН-6300/35

±6?1,5%

Курбатовская

ТМН-4000/35

±6?1,5%

ТМН-6300/35

±6?1,5%

Белоярская

ТМН-2500/35

±6?1,5%

ТМ-2500/35

±2?2,5%

Еловка

ТМН-2500/35

±6?1,5%

Ужурсовхоз

ТМН-4000/35

±6?1,5%

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

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

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

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

2.1 Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов

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

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

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

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

Уравнения узловых напряжений в матричной форме имеет вид

,

где - матрица собственных и взаимных проводимостей;

- вектор столбец задающих токов, элементы которого определяются выражением

;

- заданное напряжение балансирующего узла.

Эти уравнения можно записать в виде действительных уравнений,

.

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

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

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

.

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

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

2.2 Методы решения УУР

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

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

.

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

Основная идея метода Зейделя в отличие от простой итерации заключается в том, что найденное (i+1)-е приближение (k-1)-го напряжения U⁽ⁱ⁺¹⁾_(k-1) сразу же используется для вычисления следующего, k-го напряжения U⁽ⁱ⁺¹⁾_k . Иными словами, полученное (i+1)-е значение напряжения сразу же используется для вычисления (i+1)-го значения напряжений U₂, U₃ и т. д.

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

.

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

.

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

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

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

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

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

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

?x⁽¹⁾= x⁽¹⁾- x⁽⁰⁾.

За новое приближение неизвестного принимаем:

x⁽¹⁾= x⁽⁰⁾+ ?x⁽¹⁾.

Аналогично определяем следующие приближения:

x⁽ⁱ⁺¹⁾= x⁽ⁱ⁾+ ?x⁽ⁱ⁺¹⁾.