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

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра "Электрические системы и сети"

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

_________

"___" _______ 2005 г.


ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

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

Пояснительная записка


ЗАДАНИЕ

по дипломному проектированию студенту


1 Тема проекта

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

2 Утверждена приказом по университету № 108 от 24.01.05 г.

3 Срок сдачи студентом законченного проекта ________

4 Исходные данные к проекту

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

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

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

6 Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Чертеж 1, 2 – Принципиальная схема электрических соединений КАТЭКэлектросети.

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

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

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

Чертеж 7 – Математическая модель РУР.


КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК

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


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

Содержание


Введение

1. Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования

1.1 Экономико – географическая характеристика района

1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта

1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения

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

2.1 Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов

2.2 Методы решения УУР

2.3 Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов

2.4 Описание метода оптимизации

3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС

3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации

3.1.1 Характеристика ПВК "RASTR"

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

5. Безопасность и экологичность проекта

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

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

5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей

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

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

5.6 Пожарная безопасность

5.7 Экологичность проекта

Список использованных источников


Введение


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

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

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

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

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

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

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

1 Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования


1.1 Экономико – географическая характеристика района


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

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

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

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

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


1.2 Конструктивно параметрическая характеристика объекта


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


1.3 Описание основного оборудования и характеристика элементов схемы замещения


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

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

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

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

,


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

F – сечение провода, мм.

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


,


где Dср – среднегеометрическое расстояние между фазами, м;

rпр – радиус провода, мм;

μ=1 – магнитная проницаемость алюминия.

Среднегеометрическое расстояние между фазами, м,


,


где – расстояния между проводами отдельных фаз, м.

Удельная емкостная проводимость, См/км,


.


Параметры схемы замещения ЛЭП определяются из выражений вида


,

,

где ZЛЭП – комплексное сопротивление ЛЭП, Ом;

RЛЭП – активное сопротивление ЛЭП, Ом

XЛЭП – индуктивное сопротивление ЛЭП, Ом

Bс – емкостное сопротивление ЛЭП, См

lЛЭП – 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 ΔPк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

Uном – номинальное напряжение обмотки трансформатора, к которой приводится сопротивление, кВ;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Индуктивное сопротивление трансформатора, Ом, определим из выражения

,


где uк – напряжение короткого замыкания, %.

Активная проводимость трансформатора, См, вычислим воспользовавшись выражением


,


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

Индуктивная проводимость трансформатора, См, вычисляем из выражения


,


где Iх.х. – ток холостого хода трансформатора, % .


Таблица 1.2 – Паспортные данные трансформаторов ШРЭС

Название подстанции Тип трансформатора Пределы регулирования Кол. ТР, шт Uном, кВ uк, % ΔPк, кВт ΔPх.х., кВт Iх.х., %




ВН СН НН ВН-СН ВН-НН СН-НН


Итатская 10В АОДЦТН-167000 ±6Ч2,1% 2 500/√3 230/√3 11,0 11,0 35,0 21,5 325 125 0,4
Шарыповская №25 АТДЦТН-125000 ±6Ч2,0% 2 230 121 11,0 11,0 31,0 16,0 290 85 0,5
БУР АТДЦТН-125000 ±6Ч2,0% 2 230 121 11,0 11,0 31,0 16,0 290 85 0,5
Жилпоселок ТДН-16000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 85,0 19,0 0,7
Конвейерного транспорта ТРДН-40000/110 ±9Ч1,78% 1 115 10,5/10,5 10,5 172 36,0 0,65

ТРДЦН-40000/110 ±9Ч1,78% 1 115 10,5/10,5 10,5 172 36,0 0,65
Березовка ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Новоалтатка ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 60,0 14,0 0,7
Центральный выезд ТДН-16000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 85,0 19,0 0,7
Совмещ. тяговая ТДТНЖ-25000/110 ±9Ч1,78% 2 115 27,5 6,6 10,5 17,0 6,0 140 42,0 0,9
Дренажная шахта ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 6,6 10,5 44,0 11,5 0,8
Дренажная шахта ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 1 115 11,0 10,5 60,0 14,0 0,7
Опорная база ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 6,6 10,5 44,0 11,5 0,8
Западный Борт ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 1 115 11,0 10,5 60,0 14,0 0,7

ТДН-16000/110 ±9Ч1,78% 1 115 6,6 10,5 85,0 19,0 0,7
Строит. БГРЭС-1 ТДН-16000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 85,0 19,0 0,7
Инголь ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
РПКБ ТРДН-40000/110 ±9Ч1,78% 2 115 10,5/10,5 10,5 172 36,0 0,65
Береш ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 60,0 14,0 0,7
Западная ТДН-16000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 85,0 19,0 0,7
Парная ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Шарыповская №27 ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Городская ТРДН-25000/110 ±9Ч1,78% 2 115 10,5/10,5 10,5 120 27,0 0,7
Итатская 19В ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Горячегорск ТМТГ-7500/110 ±9Ч1,78% 1 115 6,6 10,5 44,0 11,5 0,8

ТМТГ-5000/110 ±9Ч1,78% 1 115 6,6 10,5 44,0 11,5 0,8
Кия-Шалтырь ТДТНГ-10000/110 ±9Ч1,78% 1 115 38,5 6,6 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1

ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 1 115 38,5 6,6 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Ораки ТАМН-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 1 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5

ТАМН-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 1 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5
Ужур АТДЦТН-63000 ±6Ч2,0% 2 230 121 11,0 11,0 35,7 21,9 215 45 0,5
Учум ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Малый Имышь ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Светлолобовская ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Новоселовская ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Орошение ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 1 115 6,6 10,5 60,0 14,0 0,7
Толстый Мыс ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Курганы ТМН-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 2 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5
Чулымская ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Балахтанская ТДН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 60,0 14,0 0,7
Приморская ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 1 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8

ТМН-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 1 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5
Новый Огур ТМН-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 1 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5

ТАМ(Н)-2500/110 +10(-8)Ч1,5% 1 110 11,0 10,5 22,0 5,5 1,5
Кожаны ТМН-6300/110 ±9Ч1,78% 2 115 11,0 10,5 44,0 11,5 0,8
Тюльковская ТДТН-10000/110 ±9Ч1,78% 2 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 76,0 17,0 1,1
Шушь ТМН-4000/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 7,5 33,5 6,7 1,0
Локшино ТМН-4000/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 7,5 33,5 6,7 1,0
Михайловка ТМН-4000/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 7,5 33,5 6,7 1,0
Крутоярская ТМН-6300/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 7,5 46,5 9,2 0,9
Яга ТМН-2500/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1
Солгон ТМ-2500/35 ±2Ч2,5% 2 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1
Петропавловка ТМН-2500/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1
Грузенка ТМН-6300/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 7,5 46,5 9,2 0,9
Курбатовская ТМН-4000/35 ±6Ч1,5% 1 35,0 11,0 7,5 33,5 6,7 1,0

ТМН-6300/35 ±6Ч1,5% 1 35,0 11,0 7,5 46,5 9,2 0,9
Белоярская ТМН-2500/35 ±6Ч1,5% 1 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1

ТМ-2500/35 ±2Ч2,5% 1 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1
Еловка ТМН-2500/35 ±6Ч1,5% 2 35,0 11,0 6,5 23,5 5,1 1,1
Ужурсовхоз ТМН-4000/35 ±6Ч1,5% 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 ΔPк,в, ΔPк,с, ΔPк,с – потери активной мощности короткого замыкания

соответствующие лучам схемы замещения, кВт.

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


ΔPк,в=0,5(ΔPк,в-н+ ΔPк,в-с- ΔPк,с-н),

ΔPк,с=0,5(ΔPк,в-с+ ΔPк,с-н- ΔPк,в-н),

ΔPк,н=0,5(ΔPк,в-н+ ΔPк,с-н- ΔPк,в-с),


где ΔPк,в-н, ΔPк,в-с, ΔPк,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 (ΔPк,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 uк,в, uк,с, uк,н – напряжения короткого замыкания обмоток соответствующих лучам схемы, %.

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


uк,в =0,5(uк,в-н + uк,в-с - uк,с-н),

uк,с =0,5(uк,в-с + uк,с-н - uк,в-н),

uк,н =0,5(uк,в-н + uк,с-н - uк,в-с),


где uк,в-н, uк,в-с, uк,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