2 Анализ существующей схемы сети и режимов его работы
Для того чтобы выявить возможные способы подключения проектируемой подстанции и основные направления реконструкции сети в связи с ее подключением , необходимо провести анализ схемы сети, а именно рассчитать режим максимальных нагрузок и послеаварийные режимы. В данных режимах необходимо определить:
- уровни напряжения на шинах 220, 110, 35, 10 кВ подстанций;
- суммарные потери активной и реактивной мощностей в сети;
- активные и реактивные мощности, протекающие по линиям, а также коэффициенты загрузки линий.
Расчет режимов работы сети ведется на ЭВМ с использованием программы «Энергия».
Исходными данными для расчетов являются конфигурация сети, расчетные нагрузки подстанций на 2005 и 2010 года, технические параметры основных элементов сети, данные по источникам питания.
2.1 Расчет режимов максимальных нагрузок исходной сети
Электрический расчет производится с учетом роста нагрузок потребителей на перспективу 5 лет. Расчет данных режима выполнен для нормальной схемы сети , когда все основное оборудование находится в работе.
В режиме максимальной нагрузки напряжение на шинах высшего напряжения ГРЭС поддерживается на уровне 240 кВ.
На рисунке 2.1 приведено потокораспределение активной и реактивной мощностей по линиям в режиме максимальных нагрузок.
В таблице 2.1 приведены величины мощностей нагрузок на 2005 год и на 2010 год .
В таблице 2.2 приведены величины токов по линиям электропередач на 2005 и 2010 годы, а также коэффициенты загрузки линий. Для удобства сопоставления в этой же таблице приведены допустимые токи для проводов, применяемых в сетевом районе.
Как видно из результатов расчета токи линий электропередач в рассмотренных режимах не превышают допустимых для существующих сечений проводов. Наиболее загруженной являются линия 110 кВ Синегорье – Кожино (коэффициенты загрузки на 2005 и 2010 годы соответственно составляют 0,5396 и 0,5675) и линия 220 кВ ГРЭС – Радужное (коэффициенты загрузки соответственно составят 0,5196 и 0,5446). Остальные ЛЭП имеют большой запас по токовой нагрузке.
В таблицах 2.3, 2.4, 2.5 приведены величины напряжений в узлах сети когда положение РПН и ПБВ нулевые и с учетом регулирования, где показано положение РПН и ПБВ на подстанциях. Регулирование проводилось путем непосредственного изменения в расчетной схеме ступени РПН и ПБВ трансформаторов. Регулирование напряжения на шинах нагрузки подстанций, где установлены автотрансформаторы, производится посредством линейных регуляторов. Регулирование напряжения на трехобмоточных трансформаторах на низшей стороне производится посредством РПН, на среднем напряжении дополнительно используется еще и ПБВ. При осуществлении регулирования напряжения согласно ПУЭ на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, необходимо поддерживать напряжение в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы.
В результате расчета режимов сети по напряжениям можно сделать вывод, что напряжения подстанций на шинах 10 кВ находятся в пределах, оговоренных ПУЭ. Кроме того, напряжения во всех точках сети 110 – 220 кВ не превышают наибольшего рабочего напряжения 1,15Uном.
В таблице 2.6 приведены потери активной мощности при расчете сети в 2005 году и 2010 году. Наибольшие потери мощности составляют потери мощности в линиях.
Из результата анализа рассмотренных режимов работы сетевого района можно сделать вывод, что в нормальном режиме работы всех элементов сети выполняются требования ПУЭ в отношении качества поставляемой энергии.
Таблица 2.1 – Расчет мощностей потребителей с учетом роста нагрузки на перспективу 5 лет
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
