Расчеты потокораспределения для обеспечения противоаварийной устойчивости сети 110-220-500 КВ УРАЛА

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Структура сети в окрестной сети Рефтинской ГРЭС

Примечание редактора сайта.

По требованию владельца схемы сети в окрестности Рефт ГРЭС использованная в работе схема из публикации исключена.

Редактор сайта заменил ее схемой Свердловской энергосистемы издания 2001 г.

Приведенная схема отражает сеть 220 кВ частично, а 110 кВ вообще не содержит. Для процесса развития системной аварии сети 220 и 110 кВ имеют принципиальное значение. Поэтому ограничимся указанием, что средняя плотность сетей 220 кВ в окрестности Рефт ГРЭС в 2, 5 раза выше, а средняя плотность сетей 110 кВ - в 4 раза выше средней плотности сетей 500кВ.

2. Трассы потоков в окрестной сети Рефтинской ГРЭС

2.1 Генераторы, нагрузки и линии электропередачи электрической сети в окрестности РефтГРЭС

В качестве примера на рисунке 2.1 схематично представлен участок развитой сети, характерный по классам напряжения входящих линий для сети на территории восточнее меридиана Петербург - Москва - Ростов. Участок имеет три слоя. Первый, нижний слой сети образуют i шунтирующих друг друга линий 110 кВ, условно изображенных на рисунке одной линией с узлами 10-11-12-15. Второй, средний слой образуют k линий 220 кВ, также изображенных одной линией с узлами 3-4-5-2-9. Третий, верхний слой состоит из трех линий 500 кВ в виде замкнутого треугольника 1-2-0. Стрелками на участке 10-11-12-15 показаны отходящие тупиковые линии 110 кВ, линии к другим трассам электропередачи и местные нагрузки.

Рисунок 2.1.- Выделение территории трассы потока между подстанциями 1 и 2 применительно к трехслойной сети.

К узлам 2 и 9 подключены мощные генераторы Рефтинской ГРЭС, к узлам 5 и 12 генераторы Белоярской АЭС, к узлам 4 и 11 генераторы Ново-Свердловской ТЭЦ. Сеть 500 кВ посредством автотрансформаторов 500/220 кВ, а также автотрансформаторов 220/110 связана с сетями 220 и 110 кВ. В вертикальных контурах автотрансформаторные ветви образуют “перекрестки” с сетями 500, 220 и 110 кВ. Именно на этих “перекрестках”, особенно в среднем слое, удобно регулировать распределение потоков между верхним и нижними слоями сетей.

В электропередаче энергии между подстанциями линий верхнего слоя помимо линий верхнего слоя участвуют линии нижних слоев сети - линии 220 и 110 кВ. Под воздействием вектора напряжения между узлами 1 и 2 в нижних слоях сети естественным путем образуются трассы потоков между смежными подстанциями сети верхнего слоя. Трассы охватывают те линии нижних слоев, в которые ответвляются потоки от верхних линий - линий 500 кВ. Для линий слоев 220 и 110 кВ эти потоки являются транзитными. Неполноценный учет линий нижних слоев с транзитными потоками ведет к существенным ошибкам в расчетах установившихся режимов. Понятие трассы помогает в устранении этих ошибок.

К трассе следует относить те линии, в которых проходит основная часть указанных потоков. Удаленные линии приходится отбрасывать, вынужденно ограничивая расчетную схему.

Выделение линий нижних слоев трассы следует производить с использованием географической карты всех линий на территории, широко охватывающей участок между соседними подстанциями линии верхнего уровня - территории трассы потоков. Например, на рисунке 2.1 началом и концом трассы являются трансформаторные подстанции в узлах 1 и 2. Прямая линия между узлами 1 и 2 принимается в качестве главной линией трассы потоков 1-2. Территория трассы потоков представляет собой круг, построений на базе главной линии. Диаметр круга равен 1,4 L, где L - расстояние между подстанциями.

Таким образом, понятие трассы потоков вводится применительно к участку сети между двумя смежными подстанциями линий верхнего уровня. Главная линия трассы практически совпадает с линией верхнего уровня. Эта линия, как правило, шунтируется другими линиями сети 500 кВ, направленными в другие регионы. На рисунке 2.1 шунтирующей линией верхнего уровня является линия 1-0-2, образующая на участках 1-0 и 0-2 свои трассы потоков. На рисунке 2.1 эти трассы не отражены. Часть линий 220 и 110 кВ, отнесенных к трассе 1-2, оказывается в зонах трасс 1-0 и 0-2. Таким образом в случае многоконтурной сети верхнего слоя по одной и той же группе линий нижних слоев проходит несколько трасс.

2.2 Потери от местных нагрузок и транзитных потоков

Потери от местных нагрузок связаны с нагрузками и генераторами в точках промежуточных отборов. На рисунке 2.1 отборы представлены ветвью 8-15 для сети 220 кВ и стрелками в узлах 3, 4, 5, 9, 10, 11, 12, 15 сетей 220 и 110 кВ. Транзитные потери определяются транзитом электроэнергии в первом и втором слоях при перетоках по линиям верхнего слоя - линии 500 кВ 1-2, а также шунтирующим линиям 1-0-2 на рисунке 2.1. Транзитные потоки, представляющие собой нежелательные межсистемные перетоки в среднем и нижнем слоях сети, можно исключить (теоретически), если многократно увеличить число линий 500 кВ между подстанциями 1 и 2, не увеличивая целевой переток между ними. Реальным способом достаточного снижения транзитных потоков до оптимальных величин является кросс-структурирование многослойных сетей, принципы и средства которого изложены ниже.

Во Всероссийском электротехническом институте была выполнена предпроектная проработка кросс-трансформатора типа КТ248 и близких к нему по электромагнитной мощности и классу напряжения кросс-трансформаторов. Соответствующий габаритный чертеж представлен на рисунке 2.2, а разработанный в процессе дипломной работы план кросс подстанции на рисунке 2.3

Рисунок 2.2. - Габаритный чертеж кросс-трансформатора КТ248.

Ширина бака 3280 мм, с охладителями - 6100 мм.

3. ТЕСТОВЫЕ РАСЧЕТЫ ОПТИМАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТОКОВ МОЩНОСТИ

электрическая сеть трансформатор

3.1 Параметры кросс-трансформатора в модели электрической сети программного комплекса RastrWin.

Для исследования технического эффекта от включения кросс-трансформатора необходимо провести расчет установившегося режима электрической сети для различных схемно-режимных ситуаций. Для решения этих задач воспользуемся программным комплексом RastrWin. Перед проведением расчетов по программе надо подготовить исходные данные кросс-трансформатора в модели электрической сети программного комплекса RastrWin, т.е. определить активное и индуктивное сопротивление, приведенное к стороне высшего напряжения, и коэффициент трансформации, равный отношению низшего номинального напряжения к высшему.

Возможный диапазон углов сдвига кросс-трансформатора от минус 20 до плюс 20 градуса с шагом 2 градуса. Комплексный коэффициент трансформации кросс-трансформатора определяется согласно по формуле:

K_Т=К_Тd+jK_Тi = К_Т (cos?+jsin?)= cos?+jsin?, (3.1)

где К_Тd - действительный коэффициент трансформации;

K_Тi - мнимый коэффициент трансформации;

? - угол сдвига, градусы.

Значения коэффициентов трансформации представлены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Значения комплексного коэффициента трансформации

Угол сдвига ?, градусы	КТd+jKТi = cos?+jsin?
±20	0.94±j0.342
±18	0.95±j0.309
±16	0.961±j0.276
±14	0.97±j0.242
±12	0.978±j0.208
±10	0.985±j0.174
±8	0.99±j0.141
±6	0.995±j0.105
±4	0.998±j0.070
±2	0.999±j0.035

Сопротивление КТ зависит от угла сдвига. Для кросс-трансформатора КТ 248 активное сопротивление равно 0.6 Ом, а реактивное сопротивление равно 20 Ом. Значения сопротивлений при других углах изменяется согласно по формулам:

_, (3.1)

_, (3.2)

где R_КТ248 и X_КТ248- соответственно активное и реактивное сопротивление кросс-трансформатора КТ 248;

? - абсолютное значение угла сдвига в градусах.

Константы в (3.1) и (3.2) соответствуют конструкции трансформатора с чередующимися обмотками, принятой для кросс-трансформаторов.

Результаты представлены в таблице 3.1.2

Таблица 3.1.2

Зависимость сопротивления КТ от угла сдвига

Угол сдвига ?, градусы	Сопротивление кросс-трансформатора
2	0.08+j2.5
4	0.21+j7
6	0.39+j13
8	0.6+j20
10	0.84+j28
12	1.1+j36.7
14	1.4+j46.3
16	1.7+j56.6
18	2.03+j67.5
20	2.37+j79.1

Примечание - Сопротивления приведены к классу напряжения 230 кВ

При расчетах используем итерационную процедуру. На первом шаге сопротивление соответствующей трансформаторной ветви модели принимается равным нулю и используются комплексный коэффициент трансформации для КТ 248 равный 0.99±j0.141.После оптимизации параметров режима по углу сдвига кросс-трансформаторов с нулевыми сопротивлениями выполняется расчет второго приближения - с собственными сопротивлениями кросс-трансформатора.

3.2 Тестовые расчеты перетоков мощности

В качестве тестовой схемы был взят один из наиболее проблемных участок сети ОЭС Урала. На первом шаге рассмотрена сеть 220 и 500 кВ с параметрами максимального режима на зимний период 2006 года, представленными на рисунке 3.2.1 и в таблице 3.2.1. На схеме сеть класса 500 кВ включает узлы: Рефтинская ГРЭС (шины 500 кВ), ПС Южная, ПС Тагил, ПС Шагол, ПС Козырево, ПС Тюмень; сеть класса 220 кВ: Рефтинская ГРЭС (шины 220 кВ), ПС Южная, Белоярская АЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, ПС Окунево, ПС Травянская, ПС Каменская. Расчетная схема включает 13 узлов, 20 ветвей. Остальная часть схемы ОЭС Урала эквивалентирована нагрузкой в узлах.

При выводе из работы ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Южная и ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Козырево происходит перегрузка сети 110-220 кВ(ЛЭП Южная-Ново-Свердловская ТЭЦ и ЛЭП РФГРЭС-Окунево №1,2), для предотвращения которой необходимо разделить системы шин 500 и 230 кВ Рефтинской ГРЭС, либо ввести необходимый объем ограничений (разгрузки) Рефтинской ГРЭС.

В 2000 г. в ОЭС Урала произошло технологическое нарушение, предшествующим режимом было разделение главной схемы Рефтинской ГРЭС на две части отключением группы автотрансформаторов между ОРУ 220 и 500 кВ, для обеспечения допустимых нагрузок в энергорайоне при проведении плановых работ, на выведенной в ремонт ВЛ 500 кВ «Рефтинская ГРЭС-ПС Южная». При производстве оперативных переключений 09.09.2000 г. на ОРУ Ново-Свердловской ТЭЦ произошло ошибочное включение ВЛ 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ-Южная», что привело к перегрузке оставшихся ВЛ 110 и 220 кВ, отключению их автоматикой разгрузки линий и отделению восточной части АО «Свердловэнерго» от ЕЭС России. В таком режиме в связи с ростом частоты блок Белоярской АЭС снизил мощность и в последующем был автоматически остановлен в соответствии с технологическим регламентом. Нарушение условий безопасной эксплуатации АЭС не было.

В процессе роста и колебаний частоты и напряжения энергоблоки Рефтинской ГРЭС, работающие на сеть 220 кВ, разгрузились и отключились от технологических защит. Развитие аварии привело к отключению потребителей выделившегося энергорайона (1260 МВт), к выделению Аргаяшской ТЭЦ АО «Челябэнерго» и дальнейшему отключению электроснабжения ПО «Маяк» с переходом на электроснабжение собственных нужд от резервных дизель-генераторов.

Следовательно, в первую очередь, нас интересует возможность обеспечения перетоков мощности, не превышающих допустимых в энергорайоне описанном выше. Для этого в расчетах будем контролировать элементы сети, по которым возможно превышение допустимых (по критерию термической стойкости) значений (ЛЭП Южная-НСТЭЦ и РФГРЭС-Окунево №1,2), при выводе из работы линии РФГРЭС-Южная с помощью введения в сеть кросс-трансформатора.

Кросс-трансформатор установим на Рефтинской ГРЭС со стороны 220 кВ автотрансформаторов связи 500/220 кВ, так как он предназначены для установки на крупных электростанциях с генераторными трансформаторами на 500 и 220 кВ и установка особенно эффективна со стороны 220 кВ автотрансформатора связи шин 500 и 220 кВ мощной электростанции, так как позволяет улучшить потокораспределение между линиями 500 кВ и сетями 220 и 110 на всех направлениях, по которым уходят линии 500 кВ. Это дает максимальный совокупный эффект.

Применительно к Рефтинской ГРЭС зоны влияния кросс-трансформатора в сторону Екатеринбурга, в Нижнего Тагила, Кургана, Тюмени.

Для этого введем в модель схемы ОЭС Урала программного комплекса RastrWin узел 220 кВ № 6300 на Рефтинской ГРЭС между стороной среднего напряжения группы автотрансформаторов и СШ 230 кВ и подключим кросс-траснформатор с параметрами найденными в подразделе 3.1 к узлам № 63(шины 220 кВ РФГРЭС) и № 6300.

В ходе расчетов будем рассматривать изменение перетоков мощности только для наиболее тяжелого режима сети - вывод из работы линии 500 кВ РФГРЭС-Южная, так как при выводе из работы остальных линий 500кВ, отходящих от Рефтинской ГРЭС перегрузки сети 220 кВ не происходит.

Структура сети на территории трассы потока от распределительных устройств 500 и 220 кВ Рефтинской ГРЭС к подстанции 500/220/110 кВ Южная представлена на рисунке 1.4. В подразделе 2. рассмотрены трассы потоков и необходимость снижения транзитных перетоков в сети 110-220 кВ.

Допустимые перетоки по ЛЭП 220 кВ Южная-Ново-Свердловская ТЭЦ (от шин НСТЭЦ) - 350 МВт, ЛЭП 220 кВ Рефтинская ГРЭС-Окунево №1,2(от шин РФГРЭС) - 700 МВт.

В нормальном режиме максимальных нагрузок без установки КТ, показанном на рисунке 3.2.1, перетоки мощности не превышают допустимых значений (таблица 3.2.1).

Таблица 3.2.1

Перетоки мощности в нормальном режиме

ЛЭП 500 кВ	Передаваемая мощность, МВА
РФГРЭС-Южная	1077-j14.2
РФГРЭ -Козырево	718.7-j127.7
РФГРЭС-Тагил	625-j35.3
ЛЭП 220 кВ
Южная -НСТЭЦ	236.3+j5.1
РФГРЭС-Окунево №1.2	430.6+j135.5



Как видно из результатов расчета, представленных на рисунке 3.2.2 отключение ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Южная приводит к перераспределению перетоков мощностей (таблица 3.2.2).

Таблица 3.2.2

Перетоки мощности при отключении ЛЭП РФГРЭС-Южная

ЛЭП 500 кВ	Передаваемая мощность, МВА
РФГРЭС-Южная	0
РФГРЭ -Козырево	1033.5-j36.5
РФГРЭС-Тагил	1074.1+j41.7
ЛЭП 220 кВ
Южная -НСТЭЦ	357.3-j3.4
РФГРЭС-Окунево №1,2	598+j120.2

Переток мощности по Южная-НСТЭЦ превышает допустимый переток (357.3 МВт по сравнению с 350 МВт).



Размещено на http://www.allbest.ru/

Для предотвращения перегрузки при выводе из работы ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Южная используем вариант с установкой кросс-трансформатора.

На первом шаге итерационной процедуры сопротивление соответствующей трансформаторной ветви модели принимается равным нулю и используются комплексный коэффициент трансформации для КТ 248 равный 0.99±j0.141.

При внесении положительного мнимого коэффициента трансформации кросс-трансформатор усиливает переток мощности из сети 500 кВ в сеть 220 кВ (рисунок 3.2.3), а при отрицательном мнимом коэффициенте трансформации переток мощности, вносимый кросс-трансформатором изменяет направление (рисунок 3.2.4).

Таблица 3.2.3

Перетоки мощности при отключении РФГРЭС-Южная и включении кросс-трансформатора

ЛЭП 500 кВ	Передаваемая мощность, МВА
РФГРЭС-Южная	0
РФГЭС -Козырево	1019.5+j36.9
РФГРЭС-Тагил	974+j29.3
ЛЭП 220 кВ
Южная-НСТЭЦ	264.1+j38.1
РФГРЭС-Окунево №1,2	476.8+j156.2

Перетоки по ЛЭП 220 кВ снизились, и не превышают допустимых. При этом увеличились перетоки мощности по ЛЭП 500 кВ, что соответствует более оптимальному потокораспределению с разгрузкой менее мощных линий 220 кВ.

Выполнив расчеты мы убедились, что с помощью кросс-трансформатора можно снизить до допустимых значений перетоки мощности в энергорайоне, входящем в зону действия кросс-трансформатора (зоны в сторону Екатеринбурга, Нижнего Тагила, Кургана, Тюмени). Посредством кросс-трансформаторов в ключевых точках сети возможно перераспределение потоков с настройкой многослойной сети на режимы максимальных нагрузок, так чтобы верхний слой в наибольшей степени обеспечивал транспортирование электроэнергии. При этом средние слои и нижний слой, в основном, освобождаются от транспортных потоков и наилучшим образом обеспечивают распределение энергии по потребителям. Такая настройка сети является оптимальной и особенно выгодной при действии полномасштабного рынка электроэнергии.



Размещено на http://www.allbest.ru/



3.3 Тестовые расчеты оптимального распределения потоков мощности

Достигнем с помощью кросс-трансформатора оптимального потокораспределения, при котором средние слои и нижний слой, в основном, освобождаются от транспортных потоков и наилучшим образом обеспечивают распределение энергии по потребителям и потери в сети минимальны для этого режима.

Для этого продолжим итерационную процедуру: сопротивление соответствующей трансформаторной ветви модели останется равным нулю, а оптимизация параметров режима будет проводиться изменением углу сдвига, т.е.изменением значений комплексного коэффициента.

Вместо предыдущей модели схемы ОЭС Урала в дальнейшем будем использовать расчетную схему ОЭС Урала, которая включает 836 узлов, 1339 ветвей и применяется для расчета установившегося режима в ОДУ Урала.

Рассмотрим данные по потерям мощности в сети 110-220-500 кВ ОЭС Урала взяты из таблицы «Районы+Потери» программного комплекса RastrWin, которые представлены в таблицах 3.3.1, 3.3.2. Суммарные потери мощности сети составляют 1046,19 МВт.

Линии класса 110-220 кВ отнесены к сетям Свердловэнерго, а линии класса 500 кВ к ФСК Свердловэнерго, что соответствует сети подведомственной Свердловскому РДУ и ОДУ Урала на участке Свердловского МЭС. Данная структура не соответствует хозяйственной принадлежности сетей, т.к. после реформирования энергетики сети 220 кВ и 500 кВ отнесены к единой национальной (общероссийской) электрической сети и находятся в управлении и обслуживании ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Урала), а сети 110 кВ находятся в обслуживании региональных сетевых энергетических компании под управлением ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала и Волги» (ОАО «Свердловэнерго»). Таким образом оптимизация потокораспределения и снижение потерь в сети 110-220 кВ будет выгодно всем организациям.

На рисунке 3.3.1 представлена зависимость изменения потерь мощности в сетях 110-220 кВ , 500 кВ зоны ответственности Свердловского РДУ и ОДУ Урала на участке Свердловского МЭС и суммарных потери 110-220-500 кВ ОЭС Урала (сумма изменения потерь по форме таблицы 3.3.1)от угла сдвига кросс-трансформатора на Рефтинской ГРЭС относительно нормального режима максимальных нагрузок на зимний период.

Рисунок 3.3.1 - Изменение потерь мощности в районах ОЭС Урала в функции угла сдвига кросс-трасформатор на Рефтинской ГРЭС

Как видно на рисунка 3.3.1 применение значений угла сдвига более минус 12? не целесообразно: потери мощности в сети 110-220 кВ перестают снижаться (кривая 110-220 кВ), потери в сети 500 кВ растут из-за увеличения перетоков в сети высокого напряжения, вследствие перераспределения потоков из сети распределительных линий в сеть магистральных линий электропередачи (кривая 500 кВ), а суммарные потери сети 110-220-500 кВ в ОЭС Урала начинают превышать значения нормального режима без кросс-трансформатора (кривая ?).

Проведем следующий шаг итерационной процедуры: расчет установившегося режима с собственными сопротивлениями кросс-трансформатора, представленные в таблице 3.1.2, но с учетом расстановки на Рефтинской ГРЭС, показанной в приложении А

Автотрансформаторные группы для связи распределительных устройств высшего и среднего напряжений Рефтинской ГРЭС включают 3 однофазных автотрансформатора АОДЦТН-267000/500/220 с суммарной номинальной мощностью 801 МВА. При этом со стороны низшего напряжения 20 кВ возможна выдача мощности до 350 МВА от присоединенного турбогенератора ТГВ-300. Поэтому при вводе в промышленную эксплуатацию на Рефтинской ГРЭС следует включить со стороны 220 кВ на автотрансформаторную группу два кросс-трансформатора мощностью по 400 МВА, соединенных параллельно. Тогда сопротивление двух КТ, соединенных параллельно будет равно значениям представленным в таблице 3.3.3. Зависимость коэффициента трансформации от угла сдвига кросс-трансформатора (таблица 3.1.3).

Таблица 3.3.3

Сопротивления двух КТ (соединенных параллельно)

Угол сдвига ?, градусы	Сопротивление кросс-трансформаторов
2	0.04+j1.25
4	0.11+j3.5
6	0.19 +j6.5
8	0.3+j10
10	0.42+j14
12	0.55+j18.4
14	0.7+j23.15

Зависимость изменения потерь мощности в сетях 110-220 кВ, 500 кВ и в суммарные потери сети 110-220-500 кВ ОЭС Урала (кривая ?) от угла сдвига кросс-трансформаторов на Рефтинской ГРЭС относительно нормального режима максимальных нагрузок на зимний период.

Анализ изменения потерь, представленный на рисунке 3.3.2 показывает, что оптимальные значения углов сдвига КТ практически не изменились. В дальнейших расчетах сопротивления КТ принимаются в соответствии с выбранными оптимальными углами сдвига КТ.

Наибольшее снижение потерь мощности в районе Свердловэнерго 9,8 МВт, при увеличении потерь в ФСК Свердловэнерго на 4,05 МВт и снижении в целом по ОЭС Урала на 3.22 МВт происходит при угле сдвига минус 8 градусов (аналогичное значение угла сдвига для кросс-трансформатора имеет место на Костромской ГРЭС )

При анализе данных таблиц 3.3.4 и3.3.5 видно, что большую часть уменьшения потерь в сети 110-220 кВ принадлежит сети 220 кВ, так как большая часть транспортных потоков шла по шунтирующим линиям 220 кВ.

Рассмотрим изменение перетоков активной мощности при включении КТ на Рефтинской ГРЭС. На рисунке 3.2.3 ,3.2.4 показаны только те узлы и ЛЭП, которые представляют интерес для тестовых расчетов.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Обратим внимание на изменение перетоков активной мощности на СШ 230 и 500 кВ РФГРЭС и ПС Южная без кросс-трансформатора и с включением двух КТ 248 параллельно на РФГРЭС. На СШ 230 кВ РФГРЭС передается 245 МВт с СШ 500 кВ. Как видно из рисунка 3.2.4 переток активной мощности по автотрансформаторам связи РФГРЭС при включении в сеть кросс-трансформаторов изменил направление и величину на 269 МВт, увеличилась загрузка линий 500 кВ, уменьшилась загрузка линий 110-220 кВ, т.е. транспортные потоки мощности из сети 110-220 кВ перешли в сеть 500 кВ. На рисунках 3.2.5, 3.2.6 для большей наглядности показаны изменения перетоков активной мощности на элементах сети при включении КТ.

Рисунок 3.2.5. Изменение перетоков активной мощности на СШ 500 кВ Рефтинской ГРЭС при включении двух КТ 248.



Рисунок 3.2.6 Изменение перетоков активной мощности на СШ 230 кВ Рефтинской ГРЭС при включении двух КТ 248.

При включении кросс-трансформатора (результаты расчета представлены на рисунке 3.2.4) уменьшился переток мощности по линии 220 кВ Южная - Ново-Свердловская ТЭЦ из-за уменьшения доли транспортного потока магистральной сети 500 кВ в распределительной сети 110-220 кВ (рисунок 3.2.7, 3.2.8).

Рисунок 3.2.7 - Изменение перетоков активной мощности на СШ 500 кВ ПС Южная при включении двух КТ 248 на Рефтинской ГРЭС



Рисунок 3.2.8 - Изменение перетоков активной мощности на СШ 230 кВ ПС Южная при включении двух КТ 248 на Рефтинской ГРЭС

Рассмотрим изменение перетоков активной мощности для наиболее тяжелого режима сети - вывод из работы линии 500 кВ РФГРЭС-Южная. Результаты расчета представлены на рисунках 3.2.11 и 3.2.12.

В данном режиме мощность распределяется между оставшимися линиями. При выводе из работы ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Южная происходит перегрузка ЛЭП 220 кВ Южная - НСТЭЦ (допустимый переток 350 МВт), с помощью кросс-трансформатора переток ЛЭП уменьшился с 371 до 280 МВт (см. рис. 3.2.14 ). Переток с СШ 500 кВ на СШ 230 кВ, при включении КТ с углом сдвига 8 градусов, уменьшился на 303 МВт, с уменьшением загрузки линий 220 кВ увеличилась загрузка линий 500 кВ.



Рисунок 3.2.9 - Изменение перетоков активной мощности на СШ 500 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной линии 500 кВ РФГРЭС-Южная и включении двух КТ 248

Рисунок 3.2.10 - Изменение перетоков активной мощности на СШ 230 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной линии 500 кВ РФГРЭС-Южная и включении двух КТ 248



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.2.13 Изменение перетоков активной мощности на СШ 500 кВ ПС Южная при отключенной линии 500 кВ РФГРЭС-Южная и включении двух КТ 248 на Рефтинской ГРЭС

Рис. 3.2.14 Изменение перетоков активной мощности на СШ 230 кВ ПС Южная при отключенной линии 500 кВ РФГРЭС-Южная и включении двух КТ 248 на Рефтинской ГРЭС

При выводе из работы ЛЭП 500 кВ РФГРЭС-Южная в первую очередь важно состояние и режим работы сети 220 кВ, т.е. отсутствие превышения допустимых перетоков по элементам сети. Это линии РФГРЭС-Окунево№1,2 от шин РФГРЭС, Южная-НСТЭЦ от шин НСТЭЦ, допустимый (по критерию термической стойкости) переток по ним составляет 700 и 350 МВт соответственно.

При включении двух кросс-трансформаторов КТ 248 с углом сдвига 8 градусов значения перетоков по контролируемым линиям снижаются до величин не превышающих допустимых.

Ранее мы не учитывали особенности режимов работы автотрансформаторной группы (АТГ) для связи распределительных устройств высшего и среднего напряжений 3xАОДЦТН-267000/500/220 с номинальной мощностью 801 МВА и присоединенного со стороны низшего напряжения 20 кВ турбогенератора ТГВ-300 мощностью 350 МВА. Для выбора угла сдвига кросс-трансформатора необходимо учесть режим, при котором мощность генератора 350 МВА выдается на сборные шины 220 кВ, одновременно от сборных шин 500 кВ к сборным шинам 220 кВ можно передать мощность не более 184 МВА, что ограничивается допустимым током в общей обмотке.

Так как в расчетной схеме ОЭС Урала генератор отнесен к сборным шинам 220 кВ, то примем этот более тяжелый режим для АТГ и будем считать, что мощность генератора 350 МВА выдается на сборные шины 220 кВ.

При угле сдвига минус 8 градусов по АТГ от сборных шин 500 кВ к сборным шинам 220 кВ передается мощность 218 МВА, что при режиме выдачи генератором мощности 350 МВА на сборные шины 220 кВ является недопустимым и нагрузка должна быть снижена.

Для этого включим кросс-трансформатор с углом сдвига минус 10 градусов.Результаты расчета представлены на рисунке 3.2.15.

При угле сдвига минус 10 градусов по АТГ от сборных шин 500 кВ к сборным шинам 230 кВ передаваемая мощность до 160,7 МВА, что является допустимым при режиме выдачи генератором мощности 350 МВА на сборные шины 230 кВ В этом случае даже отключение одной из линий РФГРЭС-Окунево№1,2 не вызовет превышения допустимого перетока мощности по оставшейся в работе линии, результат расчета этого режима представлен на рисунке 3.2.16.Результаты расчета нормального режима при угле сдвига кросс-трансформаторов минус 10 градусов представлены на рисунке 3.2.17.

Таким образом, установка КТ позволяет не только перераспределить потоки мощности между сетями 500 и 220 кВ, но и обеспечить нормальный режим работы обмотки среднего напряжения АТ на РФГРЭС при выдаче мощности турбогенератором ТГВ-300, присоединенного со стороны низшего напряжения 20 кВ к АТГ.

При угле сдвига минус 10 градусов снижение потерь мощности в сети 110-220 кВ составляет 10,2 МВт, увеличение в сети 500 кВ 4,71 МВт и снижение в целом по сети 110-220-500 кВ ОЭС Урала 2,08 МВт. Данные по потерям приведены в таблицах 3.2.8 и 3.2.9.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



Таблица 3.2.8

Потери мощности в максимальном режиме на зимний период 2006 г. сети ОЭС Урала по районам (с двумя КТ на Рефтинской ГРЭС, угол сдвига 10?).

Nр-н	Район	Dp	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП
Nр-н	Район	Dp	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП
2	Свердловэнерго	116.61	111.92	101.05	10.87	4.69	4.69
92	ФСК Свердловэнерго	48.31	37.8	34.99	2.59	10.73	10.73
3	Челябэнерго	49.4	46.91	44.05	2.86	2.49	2.49
93	ФСК Челябэнерго	40.93	31.32	28.93	2.4	9.6	9.6
4	Башкирэнерго	61.89	53.3	51.54	1.75	8.6	8.6
5	Курганэнерго	18.39	17.06	16.53	0.53	1.34	1.34
95	ФСК Курганэнерго	2.89	1.56	1.28	0.28	1.34	1.34
6	Пермэнерго	48.19	45.76	43.63	2.13	2.43	2.43
96	ФСК Пермэнерго	10.71	5.92	5.4	0.52	4.79	4.79
7	Удмуртэнерго	24.32	22.22	21.42	0.8	2.1	2.1
97	ФСК Удмуртэнерго	1.49	1.01	0.83	0.18	0.49	0.49
8	Кировэнерго	12.97	11.42	10.7	0.72	1.55	1.55
98	ФСК Кировэнерго	7	3.52	3.04	0.48	3.48	3.48
9	Тюменьэнерго	284.23	256.79	248.37	8.43	27.44	27.44
99	ФСК Тюменьэнерго	55.65	46.44	40.45	5.99	9.21	9.21
10	Оренбургэнерго	43.59	40.53	38.91	1.62	3.06	3.06
90	ФСК Оренбургэнерго	4.52	2.24	2.04	0.2	2.28	2.28
12	ТомскЭн	1.68	1.57	1.57		0.1	0.1
14	Сев-Запад	0.36	0.36	0.36
15	Ср-Волга	40.59	31.27	28.31	2.96	9.31	9.31
16	Центр	45.75	34.46	34.46		11.29	11.29
17	Казахстан+Омск	113.14	77.73	76.21	1.51	35.42	35.42
18	Актюбинск	4.9	3.99	3.99		0.9	0.9
29	БАЭС	1.72	1.72		1.72
31	ЧЭМК	0.06	0.06	0.06
32	ТрГРЭС	0.0	0.05		0.05
33	МЭК	3.32	3.2	2.86	0.35	0.11	0.11
61	ВотГЭС	1.25	1.25	1.08	0.16
62	ПермГРЭС	0.14	0.14		0.14
63	КамГЭС	0.08	0.08		0.08

Таблица 3.2.9

Потери мощности в максимальном режиме на зимний периода 2006 г. ОЭС Урала по районам Свердловэнерго и ФСК Свердловэнерго (с двумя КТ на Рефтинской ГРЭС, угол сдвига 10?).

Nр-н	Район	Dp	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП
	U_ном		dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Корона
	Свердловэнерго	116.61	111.92	101.05	10.87	4.69	4.69
	110		56.54	56.54		0	0
	220		55.37	44.52	10.85	4.69	4.69
	500		0.02		0.02
92	ФСК Свердловэнерго	48.31	37.58	34.99	2.59	10.73	10.73
	220		0.78		0.79
	500		36.81	34.99	1.81	10.73	10.73

Таким образом мы добились с помощью кросс-трансформаторов оптимального потокораспределения в сети, при котором потери в сети минимальны и при выводе из работы линии 500 кВ РФГРЭС-Южная, РФГРЭС-Козырево соблюдение перетоков мощности по контролируемым элементам (ЛЭП Южная -НСТЭЦ и РФГРЭС-Окунево №1,2) не превышающих допустимых.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Для выявления эффективности капитальных вложений используются показатели общей (абсолютной) и сравнительной эффективности.

Расчеты общей экономической эффективности выполняются для оценки результатов деятельности отрасли в целом, объединений и предприятий, а также при разработке отдельных технико-экономических проблем. Показатель общей экономической эффективности капитальных вложений определяется как отношение прибыли к капитальным вложениям (рентабельность).

Стоимость кросс-трансформатора с электромагнитной мощностью 60 МВА в ценах 1991 г. примем, из-за особенностей его исполнения, как увеличенную в 1.5 раза стоимость трансформатора 220/НН мощностью 63 МВА равную 505 тыс.руб. (цены 1991 г.), т.е. 757.5 тыс. руб.

Объемы электросетевого строительства и ориентировочные размеры капитальных вложений на сооружение кросс-подстанции приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1

Капитальные вложения на строительство кросс-подстанции

Наименование	Ед. изм.	Стоимость единицы, тыс. руб.	Кол-во	Общая стоимость, тыс. руб.
Кросс-подстанция 220 кВ с установкой двух КТ 220/220 кВ мощностью 400 МВА с ОРУ 220 кВ:	ПС		1
в том числе:
-кросс-трансформатор(2x400МВА)		757.5	2	1515
- ОРУ 220 кВ по схеме № 220-1, 4 ячейки		32	4	128
Итого по ПС				1643
Итого по ПС с учетом зонального повышающего коэффициента К=1,1				1807.3
Итого в ценах 1991г.				1807.3
Итого в ценах II квартала 2005 г.				77153.5

Капитальных вложения на сооружение кросс-трансформаторной подстанции рассчитаны в ценах 1991 г. по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» и затем пересчитаем в цены II квартала 2005 г. с коэффициентом К=42.697, принятому в соответствии с «Индексами цен в строительстве»

Как показали расчеты, пиковые потери при эксплуатации Рефтинской кросс-подстанции снизятся на 10,2 МВт. В среднем при расчетной длительности 4500 часов, снижение потерь за год составит 45900 МВт·ч.

При расчетном тарифе на покупаемую электроэнергию в регулируемом секторе оптового рынка Европейской части России и Урала составляющим 800 руб./МВт·ч. возврат инвестиций при продаже сэкономленных маршрутных потерь электроэнергии за год составит 36720 тыс. руб. (таблица 4.2). Кросс-подстанции с двумя кросс-трансформаторами по 400 МВА окупится за 2,1 года.

Таблица 4.2

Рентабельность кросс-подстанции

Прибыль от продажи электрической энергии за год	П=10.2МВт*4500ч*800 руб/МВт·ч =36720 тыс.руб.
Рентабельность, лет	K/П=77153.5/36720=2.1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения дипломной работы при расчете установившегося режима различных схемно-режимных ситуаций было подтверждено, что при введении в структуру сети в зонах действия кросс-трансформаторной подстанции на Рефтинской ГРЭС обеспечиваются следующие преимущества:

1) Разгрузку линий 110 кВ и 220 кВ от транзитных потоков, связанных с передачей энергии по линии 500кВ в режимах максимальных нагрузок.

2) Улучшение использования магистральных линий 500 кВ благодаря увеличению их загрузки до оптимального уровня по условию минимума потерь в сети в режиме максимальной нагрузки.

3) Устранение «пробок» по обмену энергией в условиях рынка, создаваемых перегрузкой отдельных участков линий 110 и 220 кВ, параллельных магистральным линиям 500.

4) Улучшение условий диспетчеризации благодаря вынесению большей части транзитного перетока из сетей 220 и 110 кВ и, тем самым, освобождения их для близких межсистемных и внутрисистемных перетоков.

5) Общее повышение надежности транспортной сети вследствие адекватного использования всех ее основных линий - магистральных линий и наиболее важных линий распределительных сетей.

6) Снижение потерь мощности в сетях 110-220 кВ.

7) Повышение пределов передаваемой мощности по условиям статической устойчивости в условиях ремонтных работ на одной из магистральных линий. Снижение вероятности системных аварий с работой автоматической разгрузки по частоте и понижением частоты до 45-47 Гц.

8) Обеспечение возможности закольцовывания сети 110 кВ вследствие создания условий замыкания вынужденно разомкнутых линий 110 кВ, что существенно повышает качество электроэнергии у потребителей, повышает надежность снабжения электроэнергией потребителей и дополнительно снижает потери благодаря оптимальному распределению местных нагрузок по линиям 110 кВ.

9) Снижение числа и объемов кратковременных отключений потребителей производимых по графикам кратковременных отключений в часы максимума.

10)Уменьшение токов короткого замыкания на шинах станции.

Расчет технико-экономической эффективности кросс-трансформаторной подстанции на Рефтинской ГРЭС, показал, что кросс-трансформаторы относительно дешевы и инвестиции в расчетный срок окупаемости строительства подстанции 2.1 года.

Вариант установки (приниципиальная электрическая схема, план и разрезы подстанции Кросс1) кросс-подстанции рядом с ОРУ 220 кВ Рефтинской ГРЭС показан в плакатах 2 и 3. В варианте предусмотрена установка кросс-подстанций для каждой автотрансформаторной группы.

Перед началом широкомасштабного внедрения систем гибких передач переменного тока в развитые сети сверхвысокого напряжения целесообразно вывести сети на номинальный режим наибольших нагрузок, с выгоднейшим потокораспределением именно в номинальном режиме, и выполнить это с помощью нерегулируемых кросс-трансформаторов. Они технологичны, относительно дешевы, просты и надежны. Обеспечение выгоднейшего потокораспределения в номинальном режиме должно быть первой очередью модернизации сети, поскольку оно понижает требование к установленной мощности генераторов в энергосистеме и высвобождает часть технологического расхода энергии на ее транспортирование - энергии маршрутны потерь - для полезной нагрузки.

Сделать основные участки энергосистем «гибкими» может кросс-трансформаторная технология транспортирования электроэнергии. Для этого в составе кросс-подстанций должны быть как базовые модули с нерегулируемыми параметрами, так и регулируемые модули, базовый модуль КТ обеспечит компенсацию среднего для всех отходящих линий высокого напряжения угла сдвига, а регулировочные модули КТ обеспечивают индивидуальные, то есть гибкие дополнения к углу сдвига базового модуля.

Только следующей, второй очередью модернизации сети должно быть применение специальных систем типа STATCOM (СТАТКОМ), UPFC вставок постоянного тока, и отечественных систем для обеспечения "гибкого" регулирования отдельных линий электропередач.

Размещено на Allbest.ru