Методика основана на исследованиях ВНИИЭ, ЦНИЭЛ, МЭИ, НПИ, РИИЖТ, проводившихся с 1947 г. по настоящее время. Программа проходила испытания в 1998-2002 гг. при проведении пробных плавок в МЭС Юга на ВЛ 330-500 кВ, отходящих от ПС «Буденновск» и ПС «Машук». При проведении пробных плавок проводились измерения токовой нагрузки и температуры провода с помощью тепловизора в различные моменты времени. Результаты испытаний показали хорошее совпадение расчетных и измеренных параметров. Результаты расчетов по программе хорошо согласуются с существующими справочными данными и методическими указаниями по определению допустимой токовой нагрузки.
Программа использовалась Кубанским РДУ при определении допустимой токовой нагрузки и введении ограничений по мощности и получила хорошую оценку. 26 августа при температуре воздуха 37 °С аварийно отключилась ВЛ 220 кВ «Краснодарская ТЭЦ-Восточная-Кирилловская», что вызвало перегруз оставшейся ВЛ 220 кВ «Афипская-Крымская» (ток по линии составил 660 А при допустимом токе, рассчитанном по программе «Мониторинг ВЛ», равном при этих условиях 585 А). Кубанское РДУ, используя программу, произвело отключение нагрузки.
1.Повышение нагрузочной способности воздушных линий с целью сокращения ограничения потребления электроэнергии возможно на основе:
♦ контроля температуры провода;
♦ определения допустимой температуры провода и допустимых гололедно-ветровых нагрузок;
♦ управления режимом сети с учетом возможности перегрузки ВЛ при заданных условиях.
2.Для непрерывного контроля температуры провода необходимо использование специальных датчиков с передачей информации диспетчеру. Косвенный контроль температуры осуществляется по разработанному нами алгоритму с использованием информации о метеорологических параметрах в контрольных точках.
3.Допустимую температуру провода по условию механической прочности для сталеалюминие-вых проводов рекомендуется принимать равной 100 °С. Допустимая температура по условию сохранения допустимых габаритов ВЛ должна рассчитываться с учетом реальной токовой нагрузки ВЛ и климатических параметров.
4.Необходимо различать нормальный, утяжеленный и аварийный режим по токовой перегрузке ВЛ. В аварийном режиме необходимо выполнять автоматическое отключение части нагрузки устройствами САОН.
5.Разработана программа «Мониторинг ВЛ», позволяющая оперативно решать весь комплекс вопросов, связанных с расчетом нагрузочной способности воздушных линий электропередачи по температуре и гололедно-ветровым нагрузкам.
2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
2.1 Характеристика электрифицируемого района
Районная электрическая сеть будет расположена в Брянской области. Брянская область расположена в центральной части Восточно-Европейской равнины в западной части Русской равнины, занимая среднюю часть бассейна Десны и лесистый водораздел между нею и Окой (на водоразделе двух крупных речных систем – Днепровской и Волжской).
Крайние точки: северная 54° с. ш., южная 52° 10’ с. ш., западная 31° 10’ в. д., восточная 35° 20’ в. д. Площадь области 34,9 тыс.кв.м. Протяженность с запада на восток 270 км, с севера на юг - 190 км. Население 1361,1 тыс.человек, в том числе городское - 930,7 тыс., сельское - 430,4 тыс.человек. Плотность населения - 39 человека на 1 кв.км.
Климат умеренно континентальный. Зима относительно мягкая и снежная, лето теплое. Средняя температура января - -7-9 градусов по Цельсию, июля - 18-19 градусов. Среднегодовое количество осадков 560-600 мм.
На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области.
Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 85% . Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 19 до 29, с сильной грозой - 1 -2 дня за лето. Число часов грозовой активности -от 49 до 69 в год.
2.2 Характеристика потребителей
К источнику питания подключено пять пунктов потребителей, в состав которых входят потребители I, II, III категорий (таблица 1.1.)
Таблица 1.1.
Пункт
Данные
1
2
3
4
5
Наибольшая зимняя нагрузка, тыс. кВт
32
16
7
23
12
Коэффициент мощности нагрузки
0,93
0,91
0,9
0,92
Состав потребителей, % по категориям
I к.
30
20
-
25
15
II к.
40
III к.
50
60
45
Номинальное напряжение вторичной сети, кВ
10
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 55 % от зимней.
2.3 Характеристика источника питания
В качестве ИП выступает конденсационная электрическая станция (КЭС).
Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 106 %;
при наименьших нагрузках 100%;
при тяжелых авариях в питающей сети 106%.
Средний номинальный коэффициент мощности генераторов источника питания 0,92
Стоимость 1 потерянной электроэнергии 1,5 коп.
Конденсационные электростанции на органическом топливе в настоящее время обеспечивают основную долю производства электроэнергии в энергосистеме России. На КЭС используются энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт с параметрами пара 13 МПа 565 °С и мощностью 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540 °С. КЭС может работать на различных видах топлива: уголь, мазут, газ. Основное топливо газ, а мазут выступает в качестве резервного топлива.
В данной главе представлен анализ исходных данных: характеристика электрифицируемого района – Брянской области, характеристика потребителей пяти пунктов, величина их нагрузки, категорийность потребителей, приведена характеристика источника питания - КЭС. Также представлены графики нагрузки потребителей, напряжение на шинах ИП, номинальные коэффициенты мощности.
3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
Целью составления балансов мощности энергосистем является определение потребности в мощностях источников, обеспечивающих покрытие максимальных нагрузок энергосистем с заданной степенью надежности.
3.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
Потребная району мощность определяется по формуле:
где - потребная району мощность:
- пиковая активная мощность, потребляемая районом;
- потери активной мощности в сети; предварительно считаем их равными 5% от .
Таблица 3.1.
Суммарная активная нагрузка района (/), МВт
t, час
№ пункта
0-4
4-8
8-12
12-16
16-20
20-24
19,2/10,6
25,6/14,1
32/17,6
6,4/3,5
12,8/7
16/8,8
3,2/1,8
1,4/0,8
7/3,9
5,6/3,1
4,2/2,3
2,8/1,5
4,6/2,5
23/12,7
18,4/10,1
13,8/7,6
9,2/5,1
4,8/2,6
7,2/4
12/6,6
2,4/1,3
∑
36,4/20
66,8/36,8
76/41,8
57,2/31,5
59,2/32,6
30,8/17
= 76 МВт = 1,05·76=79,8 МВт
Мощность источника МВт
3.2 Составление баланса реактивной мощности
Баланс мощности определяется уравнением:
где - потребная району реактивная мощность;
- пиковая реактивная мощность, потребляемая районом;
- потери реактивной мощности в линиях;
- потери реактивной мощности в трансформаторах;
- мощность, выделяемая ЛЭП в сеть
=
Ориентировочные потери реактивной мощности в трансформаторах:
= 10%·= 0,1·8,26 МВАр
Таблица 3.2.
Суммарная реактивная нагрузка района (/), МВАр
7,66/4,24
10,21/5,64
12,77/7,04
2,91/1,4
5,82/2,8
7,28/3,52
1,46/0,72
0,677/0,32
3,38/1,56
2,7/1,24
2,03/0,92
1,35/0,6
1,96/1
9,82/5,08
7,857/4,04
5,89/3,04
3,93/2,04
2,184/1,04
3,276/1,6
5,46/2,64
1,092/0,52
15,39/8
28,5/14,72
32,42/16,72
24,676/12,6
25,68/13,04
12,849/6,8
=32,42 МВАр
= +=32,42+8,26=40,68 МВАр
Где - реактивная мощность, выдаваемая ИП:
- коэффициент мощности ИП
= 79,8= 26,23 МВАр
= -
Где - мощность компенсирующих устройств
= 40.68-26.23 = 14.14 МВАр
Компенсирующие устройства распределяются из условия равенства у пунктов потребителей. Определяют средневзвешенный .
= 0,97
Для i-го потребителя необходимая мощность компенсирующих установок определяется по формуле:
=5,152 МВАр
=3,472 МВАр
= 1,715 МВАр
=4,347 МВАр
=2,604 МВАр
Таблица 3.3.
Выбор компенсирующих установок в пунктах.
Потребитель
Необходимая мощность КУ, МВАр
Марка КУ
Число КУ, шт.
Реальная мощность КУ,
МВАр
5,15
УК-10-675
8
5,4
3,47
УК-10-900
3,6
1,72
УК-10-450
1,8
4,35
УК-10-450+ УК-10-675
4+
4,5
2,6
2,7
Новые коэффициенты мощности определяем по формуле:
=0,974
=0,972
=0,971
=0,97
Таблица 3.4.
Расчет новых коэффициентов мощности пунктов.
, МВт
, МВАр
7,44
0,974
0,233
3,87
0,972
0,242
0,971
0,246
5,76
0,97
2,95
3.3 Определение годового потребления электроэнергии сетью
В расчете используем суточное потребление электроэнергии зимой и летом, а также количество зимних и летних суток.
W год = *+* МВт*ч
где = ∑(*) МВт*ч
= ∑(*) МВт*ч
- величина неизменной активной мощности на интервале времени зимнего суточного графика
- то же, летнего суточного графика
- количество зимних суток
- количество летних суток.
При расчете принимаем количество зимних суток равным 200, количество летних – 165.
= 36.4*4+66,8*4+76*4+57,2*4+59,2*4+30,8*4 = 1305,6 МВт*ч
W год = 1305,6*200 + 1305,6*0,55 * 165 = 379603,2 МВт*ч
В этой главе для каждого пункта были построены графики нагрузок, затем, сложив графики, нашли максимум и часы, в которые достигается максимум нагрузки. Далее была рассчитана потребная району активная мощность и годовое потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности (, ), необходимые для дальнейших расчетов.
4. КОНФИГУРАЦИЯ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПАРАМЕТРЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ
4.1 Составление рациональных вариантов схем сети
На первом этапе было составлено четыре варианта схем сети.
Масштаб 10 км в клетке.
Рис. 4.1. Схема сети №1 Рис. 4.2. Схема сети №2
Линия ИП-4
44,8 км
Линия ИП-1
21 км
Линия 1-5
28 км
Линия ИП-5
39,2 км
Линия ИП-2
43,4 км
Линия 5-2
26,6 км
Линия 4-3
32,2 км
Общая длина
170,8 км
169,4
Страницы: 1, 2, 3, 4
