Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии "КАТЭКэлектросеть" (стр. 12 из 18)

КПД сети по мощности, определенный из выражения

,

составляет 96,2-96,7%.

Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии

,

определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов

и суммарных потерь в стали трансформаторов на характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

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	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
500	0,000	0,00	0,108	0,12	19,104	21,28	19,212	21,40
220	0,387	0,43	1,512	1,68	10,188	11,35	12,087	13,46
110	20,688	23,04	2,847	3,17	22,443	24,99	45,978	51,21
35	7,533	8,39	0,978	1,09	4,002	4,46	12,513	13,94
Общие потери ЭЭ	28,608	31,86	5,445	6,06	55,737	62,07	89,79	100

КПД сети по энергии определенный из выражения

,

составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 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 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 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) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 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.

3.2.2 Анализ летнего периода

Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.

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	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
500	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00	0,000	0,00
220	0,005	0,18	0,007	0,25	0,006	0,19	0,007	0,23
110	0,489	16,51	0,569	19,16	0,582	19,56	0,510	17,56
35	0,031	1,06	0,037	1,26	0,034	1,15	0,040	1,36
Общие	0,525	17,75	0,614	20,67	0,622	20,90	0,557	19,16
Потери в трансформаторах, МВт
переменные (продольные)
500	0,002	0,07	0,002	0,08	0,002	0,07	0,002	0,08
220	0,011	0,36	0,017	0,57	0,016	0,52	0,014	0,50
110	0,023	0,78	0,040	1,35	0,030	1,01	0,028	0,96
35	0,004	0,13	0,005	0,18	0,005	0,17	0,005	0,17
Общие	0,040	1,34	0,064	2,18	0,053	1,77	0,049	1,71
постоянные (поперечные)
500	0,780	26,36	0,780	26,26	0,780	26,22	0,780	26,84
220	0,435	14,69	0,350	11,78	0,351	11,79	0,349	12,01
110	1,005	33,96	0,992	33,40	1,000	33,59	0,996	34,26
35	0,175	5,90	0,170	5,71	0,170	5,72	0,175	6,01
Общие	2,395	80,91	2,292	77,15	2,301	77,32	2,300	79,12
Общие тр-ах	2,435	82,25	2,357	79,33	2,354	79,10	2,350	80,84
Общие в сети	2,960	100,0	2,971	100,0	2,976	100,0	2,907	100,0

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	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	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.