Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм2. Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм2 и около 0,08 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм2, что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм2.
В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.
КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.
Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).
КПД сети по энергии составляет 93,6%.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)
Расчетная величина потерь ЭЭ
Потери электроэнергии
в ЛЭП
в трансформаторах
общие
переменные
постоянные
МВт·ч
%
500
0,000
0,00
0,048
0,07
18,720
26,42
18,768
26,49
220
0,153
0,22
0,351
0,50
8,907
12,57
9,411
13,28
110
12,861
18,15
0,756
1,07
23,934
33,78
37,551
53,00
35
0,861
1,22
0,114
0,16
4,140
5,84
5,115
7,22
Общие потери ЭЭ
13,875
19,59
1,269
1,79
55,701
78,62
70,845
100
В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 ("БУР, сторона СН второго трансформатора") – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 ("Итатская", сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 ("Новый Огур", сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 ("Петропавловка", сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 ("Шушь, сторона ВН второго трансформатора") – 36,4 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.
Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1702 ("Н-Алтатка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 ("Шарыпово", сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 ("Грузенка") – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.
В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 ("Шарыпово", сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Курбатово") – 34,9 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.
В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,8 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.
Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.
Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
3.2.3 Анализ зимнего периода в подсистемах
Рассматривая нормальный режим работы "КАТЭКэлектросеть" можно выделить четыре подсистемы.
В первых двух больших подсистемах балансирующими подстанциями могут выступать ПС Итатская и ПС Ужур. Точками потокараздела этих двух подсистем является ПС Ужур, где линии С-71, С-70 отключены, и подстанция михайловка, где секционные выключатели на 35 кВ и 10 кВ отключены. Таким обазом, ПС Ораки в нормальном режиме получает питание по включенным линиям С-70, С-71 от ПС Парная. На ПС Михайловка второй трансформатор по линиям 35 кВ получает питание от ПС Шарыпово-27 через проходные подстанции Шушь и Локшино, а первый трансформатор уже принадлежит третьей подсистеме.
Третья подсистема, состоит из подстанций
- Красная сопка – балансирующая;
- Крутоярская – СВ-35 включен;
- Михайловка – СВ-35 отключен;
- Солгон – СВ-35 отключен;
- Яга – СВ-35 отключен.
При этом все секционные выключатели на 10 кВ являются отключенными. Подсистема получает питание по линии 35 кВ от ПС Красная сопка. Диспетчерский номер линии – Т24.
Четвертая подсистема состоит всего из двух подстанций:
- Степная - балансирующая;
- Солгон, IT при СВ-35 кВ отключенном. Подсистема запитывается от ПС Степная по линии Т-25.
Аналогично общей схеме рассмотрим каждую подсистему в отдельности.
Подсистема 1
Балансирующим узлом является подстанция Итатская-500. На шинах ВН указанной подстанции задано напряжение 515 кВ. Для данной подсистемы главными питающими подстанциями являются ПС Шарыповская-220 и БУР-1-220.
Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)
Потери в ЛЭП, МВт
Режим
1 (4 ч,)
2 (10 ч,)
3 (19 ч)
4 (22 ч,)
U, кВ
МВт
0,011
0,48
0,014
0,59
0,022
0,89
0,020
0,82
0,318
14,09
0,357
15,26
0,401
16,42
0,382
15,86
0,065
2,90
0,084
3,60
0,104
4,27
4,34
Общие
0,395
17,47
0,455
19,45
0,526
21,58
0,506
21,02
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
0,003
0,13
0,004
0,006
0,23
0,005
0,007
0,32
0,010
0,44
0,016
0,66
0,042
1,88
0,061
2,60
0,087
3,59
0,077
3,18
0,21
0,25
0,27
0,28
0,057
2,54
0,081
3,45
0,116
4,75
0,103
постоянные (поперечные)
0,796
35,20
34,05
32,63
33,05
0,332
14,67
0,331
14,16
0,330
13,54
13,73
0,646
28,57
0,641
27,43
0,637
26,13
0,639
26,54
0,035
1,55
0,034
1,47
0,033
1,37
1,39
1,809
79,99
1,802
77,11
1,796
73,67
1,799
74,71
Общие тр-ах
1,865
82,53
1,882
80,55
1,913
78,42
1,901
78,98
Общие в сети
2,260
100,0
2,337
2,439
2,407
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15
