Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшегопрофессионального образования
КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Электрические системы и сети»
УТВЕРЖДАЮ
Заведующийкафедрой
_________
"___"_______ 2005 г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
РАСЧЕТ, АНАЛИЗ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВИ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ПРЕДПРИЯТИИ «КАТЭКЭЛЕКТРОСЕТЬ»
Пояснительная записка
ЗАДАНИЕ
по дипломному проектированию студенту
1 Темапроекта
Расчет,анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии «КАТЭКэлектросеть».
2Утверждена приказом по университету № 108 от 24.01.05 г.
3 Сроксдачи студентом законченного проекта ________
4Исходные данные к проекту
Принципиальнаясхема соединений КАТЭКэлектросети; схема КАТЭКэлектросети с контрольнымизамерами нагрузок во время летнего и зимнего дня (июнь, декабрь 2004 г.);годовой отчет предприятия КАТЭКэлектросеть.
5Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработкевопросов)
Разработкарасчетной схемы с определением параметров схемы замещения и подготовкойинформации для расчета на ПЭВМ; расчет, анализ и оптимизация режимов.
6Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)
Чертеж 1,2 – Принципиальная схема электрических соединений КАТЭКэлектросети.
Чертеж 3,4 – Машинная схема замещения с результатами расчета нормального установившегосярежима.
Чертеж 5– Анализ результатов расчета режима при изменении нагрузок в сети 35 кВ.
Чертеж 6– Укрупненная блок-схема программы расчета установившегося режима.
Чертеж 7– Математическая модель РУР.
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК
работы над проектом на весь период проектирования (суказанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)1 Сбор информации для выполнения работы 03.04.2005 2 Составление расчетной схемы замещения 20.04.2005 3 Определение параметров схемы замещения 25.05.2005 4 Изучение программы «RASTR» 01.05.2005 5 Подготовка файлов исходной информации 05.05.2005 6 Расчет заданных режимов работы электрических сетей 10.05.2005 7 Описание математических моделей элементов электрических сетей 15.05.2005 8 Описание метода расчета установившегося режима 18.05.2005 9 Выполнение экономической части 26.05.2005 10 Рассмотрение вопросов охраны труда и окружающей среды 31.06.2005 11. Оформление расчетно-пояснительной записки 01.06.2005 12. Выполнение графической части дипломного проекта 07.06.2005
Содержание
Введение
1.Характеристика предприятия электрических сетей как объекта исследования
1.1 Экономико– географическая характеристика района
1.2Конструктивно параметрическая характеристика объекта
1.3 Описаниеосновного оборудования и характеристика элементов схемы замещения
2.Характеристика задачи расчета, анализа и оптимизации режимов РЭС 110-35 кВ понапряжению, реактивной мощности и коэффициентамтрансформации
2.1Математическая постановка задачи расчета установившихся режимов
2.2 Методырешения УУР
2.3 Общаяхарактеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрическихрежимов
2.4 Описаниеметода оптимизации
3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС
3.1Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации
3.1.1Характеристика ПВК «RASTR»
3.2 Анализхарактерных электрических режимов
3.2.1 Анализзимнего периода
4. Учет качества электрическойэнергии при расчетах с потребителями
5. Безопасность и экологичность проекта
5.1 Организация управления безопасности жизни деятельности иохраны окружающей среды на предприятии
5.2 Анализ опасностей и условий поражений при эксплуатации иремонте ЛЭП 110 кВ
5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступностьтоковедущих частей
5.4 Средства и меры безопасности при случайном появлениинапряжения на металлической опоре и шагового напряжения
5.5 Организационные и технические мероприятия при ремонтно-наладочных работах на ВЛ 110 кВ
5.6 Пожарная безопасность
5.7 Экологичность проекта
Списокиспользованных источников
Введение
Оптимизациярежимов работы Шарыповских электрических сетей по напряжению и коэффициентамтрансформации с минимизацией потерь мощности и электроэнергии. В электрическихсетях при передаче электроэнергии (ЭЭ) от источников к потребителям часть еенеизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей ипрочие эффекты. Потери электроэнергии (их техническая величина и коммерческиепотери) зависят от параметров режима и схемы электрической сети, определяютсянесовершенством системы учета, неравномерностью оплаты, хищениями и т.д.Решению задачи снижения потерь ЭЭ посвящено значительное количество работ,рассматривающих различные аспекты данной проблемы. Снижение техническойвеличины потерь ЭЭ (оптимизация режимов работы по активной и реактивноймощности) является сложной инженерно-технической задачей, решение которойтребует наличия прикладного математического обеспечения. Сложность применяемыхалгоритмов, значительный объем исходных данных приводят к необходимостираздельного рассмотрения задачи оптимального распределения активных иреактивных мощностей. Кроме указанных причин, разделению задачи оптимизацииспособствует то, что влияние активных мощностей электростанций на распределениереактивных весьма значительно, а обратное относительно невелико. Этимоправдывается практическое решение задачи оптимизации режимов по напряжению,реактивной мощности и коэффициентам трансформации как задачи «дооптимизации»режима при заданном распределении активных мощностей.
Всоответствии со структурой и принципами оперативного управления энергосистемойсоответствующие подразделения занимаются оптимизацией режимов работы системы насвоих уровнях, причем выработанные задания передаются на более низкий уровенькак обязательные для него требования к режиму или наложенные на режимограничения. Оптимизация режима в целом достигается при строгом соблюдении «принципаоптимальности», в соответствии с которым задания, полученные от болеевысокого уровня системы, реализуются при обеспечении оптимального режима наданном уровне. Преимущество разделения задачи можно видеть с позицийинформационной и аппаратной. Вследствие высокой сложности сетей подробныйрасчет оптимального режима, рассматривающий каждый источник и каждое средстворегулирования, значительно трудоемок и трудно реализуем. Кроме того, сборинформации о энергосистеме и ее концентрация в одном месте сопряжены с немалымизатратами.
Отмеченнаясложность задач как оптимизации по «всем переменным» так иоптимизация режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентамтрансформации приводит к невозможности оптимального управления режимами, безиспользования прикладного математического обеспечения, даже опытнымдиспетчерским персоналом. Этому также способствует невозможность получения врежиме реального времени достоверных сведений о потерях мощности.
Рассматриваемойзадаче оптимизации режимов по напряжению, реактивной мощности и коэффициентамтрансформации посвящена значительная часть работ, ряд из которых былиреализованы в программно-вычислительных комплексах. Для решения поставленнойзадачи применен программно-вычислительных комплекс «Rastr».
Цельюданной работы является снижение потерь электроэнергии. Ожидается, что послереализации предложенных мероприятий оно составит 10-15%, а это приведет кзначительному экономическому эффекту и в конечном счете снижению цены единицыпродукции, отпущенной потребителю. Реализация комплекса мероприятий, полученныхпри решении задачи оптимизации, не потребует от предприятия электрических сетей(ПЭС) дополнительных капитальных вложений. Учитывая это, необходимо отметить,высокую экономическую эффективность применения результатов данной работы напрактике.
Сложностьрешаемой задачи приводит к тому, что при непосредственном применениииспользуемых комплексов невозможно в полной мере решить задачу оптимизации понапряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации. Поэтому в даннойработе применяется метод раздельной оптимизации режима. Решение задачи проходитв три этапа: снижение влияния неоднородностей замкнутых частей сети(определение оптимальных точек размыкания в сети 35 кВ), оптимальноераспределение реактивной мощности между источниками внутри сети, регулированиеуровня напряжения в сети. Такой подход к решению задачи оптимизации режимов понапряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации приводит кзначительному повышению эффекта оптимизации. Отметим, что полученныепредварительные результаты расчетного анализа являются несколькоидеализированными, так как практически трудно реализовать полный объемрекомендуемых оптимизационных мероприятий, вследствие чего ожидаемый эффектбудет несколько меньше теоретического. Однако даже частичное выполнениепредложенных мероприятий приведет к значительной экономии электроэнергии. Дляболее полного согласования теоретических результатов и практической реализацииполученных рекомендаций необходима информация о графиках изменениях напряженияна шинах питающих подстанций. Основные потери мощности в рассматриваемых сетяхсосредоточены в линиях 110 кВ, поэтому наибольший эффект оптимизации ожидаетсяпри регулировании уровня напряжения. В связи с этим результаты оптимизации вбольшей мере зависят от взаимодействия и согласованной работы ШРЭС со смежнымипредприятиями электрических сетей.
Важнымипрактическими результатами данной работы является выработка рекомендаций имероприятий по оптимизации режимов сетевого предприятия с целью снижения потерьмощности и электроэнергии и улучшения ее качества.
/>/>1 Характеристика предприятия электрических сетей какобъекта исследования
/>/>1.1 Экономико – географическая характеристика района
Шарыповкийрайон находится в южной части Красноярского края и граничит с Ужурским районом,Балахтинским районом, Новоселовским районом, Кемеровской областью и республикойХакассия. Город Шарыпово находится на западе Красноярского края, в 320 км от краевого центра. Город расположен в Назаровской котловине, окруженной с востока плавныминевысокими отрогами Восточного Саяна, с запада – крутыми хребтами КузнецкогоАлатау. Он находится на высоте 320 – 350 м над уровнем моря и лежит на одной широте с Москвой. Шарыпово является административным центром КАТЭКа –Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса. Это город строителей,угольщиков, энергетиков. Статус города, преобразованного из старинного селаШарыпово, он получил 31 июля 1981 года. Главное природное богатство, благодарякоторому горд получил рождение – бурый уголь Березовского месторождения, являющимсяодним из крупнейших Канско-Ачинского буроугольного бассейна. Город Шарыпово иокружающий его Шарыповский район как две самостоятельныеадминистративно-территориальные единицы занимают пространство в четыре тысячиквадратных километров. Шарыповский район лежит на стыке Западно-Сибирскойравнины, Среднесибирского плоскогорья и гор Южной Сибири, поэтому имеет сложноегеологическое строение и рельеф. Здесь соседствуют предгорные равнины, отрогиКузнецкого Алатау и Восточного Саяна, межгорные впадины (Назаровская,Чебаково-Балахтинская котловина), низкогорные кряжи Южно-Енсейский, Арга,Солгон. Район находится в центре евроазиатского материка, вдали от морей иокеанов. Территория относится к бассейнам крупнейших рек страны – Енисея и Оби,другие крупные реки – Чулым, Кия, Кан, Бирюса. Регион обладает уникальнойприродой, несчетным количеством озер и речек, полезными ископаемыми, многочисленнымипамятниками культур прошлого.
Районхарактеризуется резко континентальным климатом с жарким летом и холодной зимой.Среднегодовая температура воздуха составляет -0,3°С со среднемесячнымизначениями наиболее холодного месяца (январь) -16,6°С. Наиболее теплого месяца(июль) +17,8°С. Минимальная температура в январе составляет -43°С, в июле +7°С.Максимальная температура в июле составляет +38°С, в январе +10°С.Продолжительность безморозного периода 100 – 120 дней. Данный район имеетневысокое среднегодовое количество осадков, которое составляет 512 мм.
Территориянаходится на стыке двух промышленно развитых районов: Красноярского и Кузбасса.С севера на юг район пересекает железнодорожная линия Ачинск — Красная Сопка –Ужур — Абакан, дающая выход к Транссибирской и Южно-Сибирской магистрали.Указанная железнодорожная линия и ее тупиковые ответвления Красная Сопка – Шушь– Базыр и Шушь – Кия-Шалтырь однопутные, оборудованы полуавтоматическойблокировкой и обслуживаются тепловозной тягой. Ближайшими к объектам КАТЭКажелезнодорожными станциями являются промежуточные станции Шарыпово и Дубинино Красноярскойжелезной дороги.
Районхарактеризуется сравнительно слаборазвитой сетью существующих автодорог, изкоторых ближайшими автодорогами областного значения являются автодороги Ачинск– Назарово – Ужур, Красная Сопка – Березовская.
КАТЭК –это 600 млн тонн бурого угля, размещенных на 60 тысячах кв.км. Угольные пластызалегают на незначительной глубине, порой в 15-20 метрах от поверхности. Все месторождения Канско-Ачинского бассейна находятся в центреКрасноярского края, их насчитывается 24. Мощность угольных пластов от 20 до 100 метров. На КАТЭКе имеются все возможности для создания самых эффективных ГРЭС. СтроительствоБерезовской ГРЭС развернулось на месте, где стояла деревня Кадат, котораявходила в Шарыповский район. Для грэс создано Берешское водохранилище (пруд –охладитель), с площадью водного зеркала 30 кв. км и объемом воды – 200 млн.кубометров. С его помощью водоснабжение на ГРЭС осуществляется по оборотнойсхеме.
/>/>1.2 Конструктивно параметрическая характеристикаобъекта
Филиал «КАТЭКэлектросеть»- один из самых молодых в составе ОАО «Красноярскэнерго». Егосоздание в составе Красноярскэнерго было определено приказом Минэнерго СССР№296 от 22.08.80г. Предприятие было организовано для энергоснабжения Южногопромышленного узла КАТЭКа и выделено из состава Западных электрических сетейприказом РЭУ Красноярскэнерго №158 от 03.10.80г. От этой даты и ведется началоистории КАТЭКэлектросеть.
ОрганизацияКАТЭКэлектросетей обусловлена необходимостью повышения надежностиэлектроснабжения потребителей Канско-Ачинского энергетического комплекса. Зонаобслуживания КАТЭКэлектросетей включает Шарыповский, Ужурский, Балахтинский иНовоселовский административные районы. Центр предприятия находится в городеШарыпово.
В 1981году был организован Шарыповский РЭС для решения проблем, которые встали передстроителями КАТЭКа: это строительство и эксплуатация объектов промышленныхплощадок Березовской ГРЭС-1, разреза «Березовский» и города Шарыпово.В этом же году от БГРЭС-1 переданы функции заказчика по строительству ПС «Итатская»-1150/500/220кВ и в сентябре была введена первая очередь подстанции 110/10 кВ. В 1997 годуПС «Итатская» была передана в состав Красноярского предприятиямежсистемных электрических сетей.
В 1986году создается Новоселовский РЭС, который и завершил создание производственнойструктурной схемы предприятия.
ВУжурские РЭС (УРЭС) входят: количество подстанций 35-220 кВ – 9 шт.; ТП 10/0,4кВ – 314 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1701 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 1258 км, ВЛ 35-220 кВ – 443 км.
ВБалахтинские РЭС (БРЭС) входят: количество подстанций 35-110 кВ – 12 шт.; ТП10/0,4 кВ – 353 шт.; общая протяженность линий электропередач – 1916 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 1372 км, ВЛ 35-220 кВ – 544 км.
ВНовоселовские РЭС (НРЭС). В настоящее время в зону обслуживания НРЭС входят:количество подстанций 35-110 кВ – 8 шт.; ТП 10/0,4 кВ – 194 шт.; общаяпротяженность линий электропередач – 1141 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 690 км.
ВШарыповские РЭС (ШРЭС): В настоящее время в зону обслуживания ШРЭС входят:количество подстанций 35-220 кВ – 12 шт.; общая протяженность линийэлектропередач – 1141 км (по трассе), в т.ч. протяженность ВЛ 0,4-10 кВ – 832 км.
Обеспечениеэлектроэнергией потребителей Красноярского края, входящих в зону действия предприятия«КАТЭКэлектросети» осуществляется от подстанции 220/110 кВШарыповская с двумя АТ по 125 мВА, БУР-1 (Березовский угольный разрез №1) сдвумя АТ по 125 мВА, Ужур с двумя АТ по 63 мВА.
ПодстанцияШарыповская и БУР-1 по ВЛ-220 (Итатская – Шарыповская — БУР-1) присоединены клиниям 220 кВ подстанции 1150/500/220 кВ Итатская Красноярской энергосистемы.Подстанция 220/110 кВ Ужур присоединена к ВЛ-220 кВ Назаровская ГРЭС – Абаканрайонная.
Посостоянию на 01.01.91г. электроснабжение сельскохозяйственных потребителей взоне КАТЭКсеть осуществлялось от 33 подстанций 35-110 кВ, из которых 21 ПС110-220 кВ и 12 ПС 35/10 кВ. Из общего количества подстанций 35_110 кВ 27 ПСобщей мощностью 278 тыс. кВ·А сельскохозяйственного назначения.
Из общегоколичества подстанций 32 ПС (97%) имеют два трансформатора и 28 ПС имеютдвухстороннее питание. На 26 подстанциях установлены трансформаторы савтоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (АРПН). На пятиподстанциях установлены по одному трансформатору, а на семи подстанцияхустановлены трансформаторы без регулирования напряжения под нагрузкой. Сетисельскохозяйственного назначения имеют недостаточную надежность, т.к. 20%подстанций имеют одностороннее питание. Кроме того, пропускная способностьсетей недостаточна для пропуска мощности, обусловленной внедрениемэлектроснабжения в сельскохозяйственном производстве и в быту сельскогонаселения.
/>/>1.3 Описание основного оборудования и характеристикаэлементов схемы замещения
Расчетуустановившихся режимов электрической сети предшествует составление ее схемызамещения. Она получается в результате объединения схем замещения отдельныхэлементов в соответствии с принципиальной схемой электрических соединений.Необходимо выбрать схему замещения каждого элемента и рассчитать ее параметры.
Вкачестве схемы замещения линий используем П-образную схему замещения ссосредоточенными сопротивлениями и разнесенными по концам линии проводимостями.
Параметрысхемы замещения ЛЭП можно также определить используя справочные данные /1/ илианалитические выражения.
Удельноеактивное сопротивление ЛЭП, Ом/км, определим из выражения
/>,
где ρ – удельное активное сопротивление алюминия, мм2/км;
F – сечение провода, мм.
Удельноеиндуктивное сопротивление ЛЭП, Ом/км, определяется по формуле вида
/>,
где Dср –среднегеометрическое расстояние между фазами, м;
rпр – радиус провода, мм;
μ=1– магнитная проницаемость алюминия.
Среднегеометрическоерасстояние между фазами, м,
/>,
где /> –расстояния между проводами отдельных фаз, м.
Удельнаяемкостная проводимость, См/км,
/>.
Параметрысхемы замещения ЛЭП определяются из выражений вида
/>,
/>,
где ZЛЭП – комплексноесопротивление ЛЭП, Ом;
RЛЭП – активное сопротивление ЛЭП, Ом
XЛЭП – индуктивное сопротивление ЛЭП, Ом
Bс – емкостное сопротивление ЛЭП, См
lЛЭП – длинна ЛЭП, км.
ПараметрыЛЭП Восточных сетей сведены в таблицу 1.1.
Таблица1.1 – Параметры ЛЭП эксплуатируемых ШРЭСНаименование ЛЭП Обозначение U, кВ Марка провода Длинна, км R, Ом X, Ом
BС, мСм Итатская – Шарыповская №25 Д-123 220 2АС-400 14,89 0,543 3,029 80,393 Итатская – Шарыповская №25 Д-124 220 2АС-400 14,89 0,543 3,029 80,393 Шарыповская №25 – БГРЭС-1 Д-127 220 АС-240 5,70 0,684 2,415 14,833 Шарыповская №25 – БГРЭС-1 Д-128 220 АС-240 5,70 0,684 2,415 14,833 Шарыповская №25 – БУР Д-125 220 АС-500 17,75 1,047 7,099 48,722 Шарыповская №25 – БУР Д-126 220 АС-500 17,75 1,047 7,099 48,722 БУР – Оп.14 С-765 110 АС-185 2,80 0,437 1,127 7,727 БУР – Оп.14 С-766 110 АС-185 2,80 0,437 1,127 7,727 Оп.14 — Жилпоселок С-765 110 АС-185 5,00 0,780 2,000 13,799 Оп.14 — Жилпоселок С-766 110 АС-185 5,00 0,780 2,000 13,799 Оп.14 – Конвейерного транспорта С-765 110 АС-150 5,326 1,039 2,175 14,388 Оп.14 – Конвейерного транспорта С-766 110 АС-150 5,326 1,039 2,175 14,388 БУР – Оп.129 С-763 110 АС-70 22,53 9,463 9,724 57,270 БУР – Оп.129 С-764 110 АС-70 22,53 9,463 9,724 57,270 Оп.129 — Березовская С-763 110 АС-70 26,38 11,080 11,383 67,057 Оп.129 — Березовская С-764 110 АС-70 26,38 11,080 11,383 67,057 Оп.129 — Новоалтатка С-763 110 АС-95 0,54 0,170 0,243 1,407 Оп.129 — Новоалтатка С-764 110 АС-95 0,54 0,170 0,243 1,407 БУР – Оп.10 С-771 110 АС-95 2,00 0,628 0,856 5,212 БУР – Оп.10 С-772 110 АС-95 2,00 0,628 0,856 5,212 Оп.10 – Центральный выезд С-771 110 АС-95 1,00 0,314 0,436 2,606 Оп.10 – Центральный выезд С-772 110 АС-95 1,00 0,314 0,436 2,606 Оп.10 – Совмещенная тяговая С-771 110 АС-95 0,01 0,003 0,020 0,026 Оп.10 – Совмещенная тяговая С-772 110 АС-95 0,01 0,003 0,020 0,026 БУР – Оп.33 С-769 110 АС-70 6,46 2,713 2,799 16,421 БУР – Оп.33 С-770 110 АС-70 6,46 2,713 2,799 16,421 Оп.33 – Дренажная шахта С-769 110 АС-70 2,54 1,067 1,110 6,457 Оп.33 – Дренажная шахта С-770 110 АС-70 2,54 1,067 1,110 6,457 Оп.33 – Западный борт С-769 110 АС-70 0,01 0,004 0,020 0,025 Оп.33 – Западный борт С-770 110 АС-70 0,01 0,004 0,020 0,025 БУР – Опорная база С-767 110 АС-70 5,98 2,512 2,592 15,201 БУР – Опорная база С-768 110 АС-70 5,98 2,512 2,592 15,201 Шарыповская №25 – Оп.10 С-758 110 АС-150 2,00 0,390 0,827 5,403 Шарыповская №25 – Оп.10 С-759 110 АС-150 2,00 0,390 0,827 5,403 Оп.10 – Строит. БГРЭС-1 С-758 110 АС-150 3,60 0,702 1,475 9,725 Оп.10 – Строит. БГРЭС-1 С-759 110 АС-150 3,60 0,702 1,475 9,725 Оп.10 – Инголь С-758 110 АЖ-120 18,08 4,502 7,458 48,111 Оп.10 – Инголь С-759 110 АЖ-120 18,08 4,502 7,458 48,111 Шарыповская №25 – РПКБ С-754 110 АС-150 5,26 1,026 2,148 14,210 Шарыповская №25 – РПКБ С-755 110 АС-150 5,26 1,026 2,148 14,210 Шарыповская №25 – Оп.13 С-756 110 АС-185 2,75 0,429 1,107 7,589 Шарыповская №25 – Оп.13 С-757 110 АС-185 2,75 0,429 1,107 7,589 Оп.13 – Береш С-756 110 АС-185 6,55 1,022 2,615 18,077 Оп.13 – Береш С-757 110 АС-185 6,55 1,022 2,615 18,077 Оп.13 – Западная С-756 110 АС-150 0,56 0,109 0,243 1,513 Оп.13 – Западная С-757 110 АС-150 0,56 0,109 0,243 1,513 Шарыповская №25 – Оп.102 С-761 110 АС-150 16,68 3,253 6,779 45,061 Шарыповская №25 – Оп.102 С-762 110 АС-150 16,68 3,253 6,779 45,061 Оп.102 – Парная С-761 110 АС-150 22,99 4,483 9,337 62,107 Оп.102 – Парная С-762 110 АС-150 22,99 4,483 9,337 62,107 Оп.102 – Шарыповская №27 С-761 110 АС-150 2,88 0,562 1,183 7,780 Оп.102 – Шарыповская №27 С-762 110 АС-150 2,88 0,562 1,183 7,780 Оп.102 – Городская С-761 110 АС-150 0,05 0,010 0,036 0,135 Оп.102 – Городская С-762 110 АС-150 0,05 0,010 0,036 0,135 Парная – Оп.79а С-79 110 АС-150 20,40 3,978 8,287 55,110 Парная – Оп.79а С-80 110 АС-150 20,40 3,978 8,287 55,110 Оп.79а – Итатская №19 С-79 110 АС-70 2,50 1,050 1,093 6,355 Оп.79а – Итатская №19 С-80 110 АС-70 2,50 1,050 1,093 6,355 Оп.79а – Оп.119 С-79 110 АС-150 10,33 2,014 4,204 27,906 Оп.79а – Оп.119 С-80 110 АС-150 10,33 2,014 4,204 27,906 Оп.119 – Горячегорская С-79 110 АС-150 2,40 0,468 0,989 6,484 Оп.119 – Горячегорская С-80 110 АС-150 2,40 0,468 0,989 6,484 Оп.119 – Кия-Шалтырь С-79 110 АС-150 53,70 10,472 21,788 145,07 Оп.119 – Кия-Шалтырь С-80 110 АС-150 53,70 10,472 21,788 145,07 Парная – Оп.91 С-70 110 АС-150 20,32 3,962 8,254 54,894 Парная – Оп.91 С-71 110 АС-150 20,32 3,962 8,254 54,894 Оп.91 – Ораки С-70 110 АС-95 0,93 0,292 0,407 2,424 Оп.91 – Ораки С-71 110 АС-95 1,10 0,345 0,478 2,867 Оп.91 – Ужур С-70 110 АС-150 23,11 4,506 9,386 62,431 Оп.91 – Ужур С-71 110 АС-150 23,11 4,506 9,386 62,431 Ужур – Чулым С-74 110 АС-95 20,79 6,528 8,753 54,181 Ужур – Чулым С-75 110 АС-95 20,79 6,528 8,753 54,181 Ужур – Малый Имыш С-72 110 АС-150 39,91 8,546 18,158 121,34 АС-185 4,90 Ужур – Малый Имыш С-73 110 АС-150 44,81 8,738 18,184 121,05 Малый Имыш – Оп.115 С-776 110 АС-70 28,30 11,886 12,210 71,937 Малый Имыш – Оп.115 С-777 110 АС-95 28,30 8,886 11,910 73,754 Оп.115 – Светлолобовская С-776 110 АС-70 2,20 0,924 0,964 5,592 Оп.115 – Светлолобовская С-777 110 АС-95 2,20 0,691 0,940 5,733 Оп.115 – Новоселовская С-776 110 АС-70 12,50 5,250 5,402 31,774 Оп.115 – Новоселовская С-777 110 АС-95 12,50 3,925 5,269 32,577 Новоселовская – Орошение С-773 110 АС-120 7,37 1,835 3,051 19,602 Орошение – Толстый Мыс С-773 110 АС-120 13,56 3,376 5,600 36,065 Новоселовская – Оп.129 С-78 110 АС-70 31,50 13,230 13,595 80,033 Оп.129 – Курганы С-78 110 АС-70 0,57 0,239 0,261 1,448 Оп.129 – Оп.148 С-78 110 АС-70 4,60 1,932 1,999 11,687 Оп.148 – Чулымская С-78 110 АС-95 6,30 1,978 2,665 16,411 Оп.148 – Оп.247 С-78 110 АС-70 30,42 12,776 13,130 77,289 Оп.247 – Балахтинская С-78 110 АС-120 13,4 3,337 5,531 35,658 Оп.247 – Оп.265 С-78 110 АС-70 4,38 1,840 1,904 11,128 Оп.265 – Приморская С-78 110 АС-70 13,75 5,775 5,943 34,935 Оп.265 – Новый Огур С-78 110 АС-70 6,60 2,772 2,861 16,769 Новоселовская – Оп.124 С-775 110 АС-120 31,58 7,863 13,021 83,993 Оп.124 – Курганы С-775 110 АС-120 0,56 0,139 0,246 1,489 Оп.124 – Оп.141 С-775 110 АС-120 4,60 1,145 1,910 12,235 Оп.141 – Чулымская С-775 110 АС-95 6,30 1,978 2,665 16,411 Оп.141 – Оп.238 С-775 110 АС-120 26,0 6,474 10,723 69,152 Оп.238 – Балахтинская С-775 110 АС-120 13,3 3,312 5,493 35,374 Оп.238 – Оп.256 С-775 110 АС-120 4,27 1,063 1,774 11,357 Оп.256 – Приморская С-775 110 АС-120 14,2 3,536 5,864 37,768 Оп.256 – Новый Огур С-775 110 АС-120 6,69 1,666 2,771 17,793 Малый Имыш – Оп.206 С-781 110 АС-70 38,40 16,128 15,849 97,611 Малый Имыш – Оп.206 С-782 110 АС-70 38,40 16,128 15,849 97,611 Оп.206 – Кожаны С-781 110 АС-70 1,212 0,509 0,515 3,081 Оп.206 – Кожаны С-782 110 АС-70 1,212 0,509 0,515 3,081 Оп.206 – Тюльковская С-781 110 АС-70 12,30 5,166 5,087 31,266 Оп.206 – Тюльковская С-782 110 АС-70 12,30 5,166 5,087 31,266 Шарыповская №27 – Шушь Т-41 35 АС-95 17,20 5,401 6,925 46,897 Шарыповская №27 – Шушь Т-42 35 АС-95 17,20 5,401 6,925 46,897 Шушь – Локшино Т-43 35 АС-95 23,48 7,373 9,572 63,189 Локшино – Михайловка Т-49 35 АС-95 17,58 5,520 7,171 47,311 Михайловка – Крутоярская Т-44 35 АС-95 9,07 2,848 3,707 24,409 Михайловка – Яга Т-45 35 АС-95 25,43 7,985 10,366 68,437 Крутоярская – Красная сопка Т-24 35 АС-95 16,15 5,071 6,589 43,463 Крутоярская – Солгон Т-26 35 АС-70 23,82 10,004 9,963 62,475 Солгон – Степное (ЗЭС) Т-26 35 АС-70 28,55 11,991 11,938 74,881 Яга – Петропавловка Т-46 35 АС-95 33,50 10,519 13,650 90,154 Малый Имыш – Петропавловка Т-37 35 АС-95 23,20 7,285 9,336 63,256 Малый Имыш – Петропавловка Т-38 35 АС-95 23,20 7,285 9,336 63,256 Петропавловка – Грузенка Т-6 35 АС-70 20,70 8,694 8,660 54,292 Грузенка – Курбатовская Т-7 35 АС-70 11,41 4,792 4,781 29,926 Курбатовская – Тюльковская Т-34 35 АС-70 19,28 8,098 8,067 50,568 Тюльковская – Белоярская Т-35 35 АС-70 16,43 6,901 6,877 43,093 Тюльковская – Белоярская Т-36 35 АС-70 1,9 7,861 5,863 35,930 АС-50 11,93 Тюльковская – Еловка Т-11 35 АС-70 24,14 10,139 10,097 63,314 Малый Имыш – Ужурсовхоз Т-39 35 АС-95 17,7 5,558 7,126 48,260 Малый Имыш – Ужурсовхоз Т-40 35 АС-95 17,7 5,558 7,126 48,260
Двухобмоточныетрансформаторы представляются в виде однолучевых Г-образных схем замещения.Типы трансформаторов установленных на подстанциях предприятия «КАТЭКэлектросеть»и их паспортные данные приведены в таблице 1.2. Параметры схемы замещения можноопределить используя справочные данные /2/, или используя аналитические выражения.
Активноесопротивление трансформатора, Ом, определим по формуле
/>,
где ΔPк – потерикороткого замыкания в трансформаторе, кВт;
Uном – номинальное напряжение обмоткитрансформатора, к которой приводится сопротивление, кВ;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.
Индуктивноесопротивление трансформатора, Ом, определим из выражения
/>,
где uк – напряжениекороткого замыкания, %.
Активнаяпроводимость трансформатора, См, вычислим воспользовавшись выражением
(1.9) />,
где ΔPх.х. –активные потери холостого хода в трансформаторе, кВт.
Индуктивнаяпроводимость трансформатора, См, вычисляем из выражения
(1.10) />,
где Iх.х. – токхолостого хода трансформатора, % .