3 Точный электрический расчет режимов выбранного варианта

Точный электрический расчет режима сети необходим для проверки качества электроэнергии по отклонениям напряжения на шинах нагрузки и определения коэффициентов трансформации трансформаторов понижающих подстанций в трех наиболее важных режимах: максимальных нагрузок, наименьших нагрузок, наиболее тяжелом послеаварийном.

3.1 Максимальный режим

Согласно принципу встречного регулирования напряжение на шинах понижающих подстанций в часы максимальной нагрузки поддерживается на уровне не ниже . Для регулирования напряжения применяем РПН трансформатора.

В максимальном режиме напряжение на шинах РЭС

Исходя из расчета представленного на рисунке 7 (п.1.9 Расчет радиальной сети с учетом КУ) необходима регулировка напряжения на подстанциях

ПС1:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 10 – Ответвления трансформаторов на ПС1:

№ отп	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6
Напряжение, кВ	202,4	207	211,6	216,2	220,8	225,4	230	234,60	239,2	243,8	248,4	253	257,6

Выбираем «+2» отпайку с U_{отп. станд} =239,2 (кВ) ; ПС2:

Регулировать напряжение нет необходимости.

ПС3:

На ПС 3 установлен автотрансформатор с РПН в линии СН, т.е регулирование напряжение на низкой стороне не возможно, делаем вывод, что для регулировки напряжения в таком случае можно установить вольтдобавочные трансформаторы на низкой стороне.

ПС4:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 11 – Ответвления трансформаторов на ПС2:

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «-6» отпайку с U_{отп. станд} =102,716 (кВ) ;

Получаем расчет режима:

3.2 Минимальный режим

3.3 Мероприятия по экономии электроэнергии

К мероприятиям по снижению потерь электроэнергии относятся:

• организационные - не требующие дополнительных капитальных затрат и связанные с оптимизацией режимов, существующих в сети в условиях эксплуатации.

• технические - проводимые при проектировании или реконструкции сети, требующие установки соответствующего оборудования, т.е. необходимы дополнительные затраты.

Также существуют мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть практически беззатратными или требовать привлечения дополнительного капиталовложения. Эти мероприятия не влияют на величину физически существующих потерь, но могут влиять на уменьшение коммерческих потерь.

Организационные мероприятия включают:

• повышение уровня напряжения в сети,

• управление потоками мощности в неоднородных сетях,

• размыкание замкнутых сетей,

• оптимизация режимов реактивной мощности,

• оптимальное распределение активной мощности между электростанциями,

• оптимизация режимов работы трансформатров,

• выравнивание нагрузок фаз в электросетях 380 кВ,

• выравнивание графиков нагрузок.

Технические мероприятия:

• повышение U_ном сети,

• установка устройств продольной компенсации и принудительного распределения мощности в замкнутой сети.

Согласно принципу встречного регулирования напряжение на шинах понижающих подстанций в часы минимальной нагрузки должно быть на уровне

В минимальном режиме напряжение на шинах РЭС

Производим расчет в программе Mustang вводя данные, соответствующие минимальному режиму.

ПС1:

;

ПС2:

;

ПС3:

ПС4:

Представим расчет минимального режима без регулировки напряжения и оптимизации режимов работы трансформаторов: (рис11)

В режиме минимальных нагрузок бывает целесообразным отключать часть трансформаторов на подстанциях. Критерий оптимальности - минимум потерь активной мощности.

Потери активной мощности в одном трансформаторе при его нагрузке, равной S, составляют

Где S_H0M, ΔР_х и ΔР_к - паспортные данные трансформатора: номинальная мощность, потери холостого хода и потери короткого замыкания (нагрузочные потери).

Потери активной мощности в п параллельно работающих трансформаторах при их суммарной нагрузке, равной S, составляют

Из формул видно, что при увеличении (с 1 до п) количества трансформаторов, работающих на одну и ту же нагрузку S, потери холостого хода увеличиваются в п раз, а нагрузочные потери уменьшаются в п раз.

П остроим зависимости потерь мощности ΔР от нагрузки S для одного (п=1) и двух (п=2)трансформаторов (рис. 1). Видно, что при нагрузке S= S12 потери мощности в одном и двух трансформаторах равны. При нагрузке S< S12 целесообразно оставить в работе один трансформатор, а при нагрузке S> S12 - два трансформатора.

Рисунок 12 Зависимости потерь мощности в параллельно работающих трансформаторах от нагрузки

Величина граничной мощности S12 или в общем случае граничной мощности S_n(п+1) может быть вычислена после приравнивания выражений для потерь мощности n и (n+1) трансформаторах:

Мощность S, выраженная из формулы, и будет граничной мощностью

При нагрузке S< S_n(n+1) целесообразно оставить в работе п трансформаторов, а при нагрузке S> S_n(n+1)- (п+1) трансформаторов [2].

Проведем расчет:

ПС1:

S₁>S_min1=65,25 МВА Следовательно целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1

ПС2:

S₂<S_min2=9,333 МВА Следовательно целесообразно оставить в работе n+1 трансформаторов, т.е. 2

ПС3:

S₃>S_min3=16,875 МВА Следовательно целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1

ПС4:

На подстанции установлен один трансформатор, оптимизация не требуется.

Представим результаты пересчета режима на рисунке 13

Производим регулировку с помощью устройств РПН трансформаторов на ПС

ПС1:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 12 – Ответвления трансформаторов на ПС1:

№ отп	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6
Напряжение, кВ	202,4	207	211,6	216,2	220,8	225,4	230	234,60	239,2	243,8	248,4	253	257,6

Выбираем «+1» отпайку с U_{отп. станд} =234,6 (кВ) ;

ПС2:

Таблица 13 – Ответвления трансформаторов на ПС2:

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «+2» отпайку с U_{отп. станд} =119,094 (кВ) ;

ПС3:

На ПС 3 установлен автотрансформатор с РПН в линии СН, т.е регулирование напряжение на низкой стороне не возможно, делаем вывод, что для регулировки напряжения в таком случае можно установить вольтдобавочные трансформаторы на низкой стороне.

ПС4:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 14 – Ответвления трансформаторов на ПС2:

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «-6» отпайку с U_{отп. станд} =102,716 (кВ) ;

Вывод по минимальному режиму:

На рисунке 11 (минимальный режим без оптимизации режима работы трансформаторов) видно, что ΔPх на подстанциях ПС1 и ПС3 ниже чем значения ΔPх на рис 14 (минимальный режим с оптимизацией режима работы трансформаторов)

Рисунок 11:

ΔPх на ПС1 0,09 МВт

ΔPх на ПС3 0,01 МВт

Рисунок 14:

ΔPх на ПС1 0,24 МВт

ΔPх на ПС3 0,03 МВт

Потери электрической энергии при работе двух трансформаторов больше , чем потери при работе одного трансформатора, большую часть потерь составляют потери на «корону». ΔР при работе одного трансформатора на ПС больше, чем при параллельной работе двух трансформаторов. Данная зависимость и прослеживается аналитически в формуле: