Создание модели сети 110 кВ в программном комплексе RASTR

 

 

 

 

 

Рис 3.7 - Зависимость потерь энергии от генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино»

3.7.  Моделирование  режима ВУЭС с отключенной подстанцией «Заовражье» и с балансирующим узлом на подстанции «Тарнога» с минимальными нагрузками

Описание модели(энергия задана в МВт, Мвар):

- Подстанция «Заовражье»  отключена;

-Балансирующий узел - подстанция  «Тарнога»;

-Поток электроэнергии  с подстанции «Павино» 7+j2,1;

-Изменение генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино».

Результаты расчета приведены  в таблице 3.8., а на рис. 3.8 приведена зависимость изменения мощности генерации на изменение потерь мощности в ЛЭП-110 кВ ПО ВУЭС.

                                                                                                                           Таблица 3.8

Суммарные потери энергии  в ЛЭП 110 кВ ВУЭС при различной  генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино»

Генерация ГТ ТЭЦ «Красавино», МВт	Суммарные потери активной мощности, МВА	Суммарные потери реактивной мощности, Мвар
17	1,97	3
18	2,22	3,37
19	2,22	3,37
20	2,22	3,37
21	2,54	3,87
22	2,54	3,87
23	2,54	3,87

 

 

 

 

 

Рис 3.8 - Зависимость потерь энергии от генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино»

3.8. Выводы по моделированию и предложения по реализации оптимальных решений

Исходя из результатов  моделирования, можно сделать выводы:

1. Существующий режим работы ЛЭП-110 кВ ПО ВУЭС является неоптимальным по величинам потоков энергии и потерям(см. ВКР 140211.04.001 лист 2);
2. Минимум потерь в сетях ПО ВУЭС определяется оптимизацией встречных потоков энергии от всех точек поставки:

- поток энергии с подстанции  «Тарнога» должен обеспечивать потребление подстанций «НПС», «Вострое» и «Полдарса»;

- поток энергии с подстанций  «Павино» должен обеспечивать  потребление подстанций «Калинино», «Никольск» и частично «К. Городок»;

- ГТ ТЭЦ «Красавино»  должна обеспечивать потребление  подстанций «Приводино», «Великий  Устюг», «Борки», «Дымково», «Усть-Алексеево»  и частично «К. Городок»;

3.    Необходимо исключить передачу как активной, так и реактивной энергии с подстанции «Заовражье» в нормальном режиме работы.

Оптимизацию потоков можно  обеспечить:

А) Управлением потоком  генерации на ГТ ТЭЦ «Красавино».

Б) Разрывом связи с подстанцией  «Заовражье» в нормальном режиме работы;

Как видно из графиков (см.рис 3.2, 3.4, 3.5) оптимальная генерируемая мощность на ГТ ТЭЦ «Красавино» лежит в диапазоне 40-46 МВА, что соответствует коэффициенту загрузки трансформатора 0,7, так как в этом диапазоне лежит минимум потерь 1,02 МВа активной энергии и 1,4 Мвар реактивной (см. табл. 3.4, 3.5) с максимальными нагрузками и 17 МВа при минимальных нагрузках так как в этом диапазоне лежит минимум потерь 1,77 МВа активной энергии и 2,13 Мвар реактивной (см. табл. 3.7, 3.8).

Разрыв связи с подстанцией  «Заовражье»  позволит исключить  передачу реактивной составляющей мощности по всем ЛЭП ВУЭС от подстанции «Заовражье» до подстанции «Павино» и, соответственно, уменьшить потери с 6,91 МВа активной энергии и 8,52 Мвар реактивной (данные взяты для генерации ГТ ТЭЦ «Красавино» 40 МВт см. табл. 3.1) до 1,02 МВа активной энергии и 1,4 Мвар реактивной (данные взяты для генерации ГТ ТЭЦ «Красавино» 40 МВт см. табл. 3.4, 3.5) в режиме с максимальными нагрузками и уменьшить потери с 7,22 МВа активной энергии и 8,72 Мвар реактивной (данные взяты для генерации ГТ ТЭЦ «Красавино» 19 МВт см. табл. 3.6) до 1,22 МВа активной энергии и 2,13 Мвар реактивной (данные взяты для генерации ГТ ТЭЦ «Красавино» 19 МВт см. табл. 3.7, 3.8) в режиме с минимальными нагрузками. Разрыв позволит исключить рост неуправляемых потоков активной энергии, по сетям ПО ВУЭС в связи с пуском нового блока на ТЦ ОАО «Монди СЛПК» и повышения выдачи мощности Печорской ГРЭС в «Комиэнерго». Кроме того, разрыв позволит снизить нагрузку на необходимую валовую выручку (НВВ) Филиала «Вологдаэнерго» за счет снижения оплаты за мощность федеральной сетевой компании (ФСК).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. РЕАЛИЗАЦИЯ ОРУ-110 КВ ГТТЭЦ «КРАСАВИНО»

4.1 Общие данные. Расчет и Выбор ТСН

Для реализация предложений  по оптимизации потоков электроэнергии (см п.3.8  ), необходимо строительство  ОРУ - 110 кВ ГТ ТЭЦ «Красавино».

ГТ ТЭЦ «Красавино»  подключается к  энергосистеме по существующим ВЛ - 110 кВ «В.Устюг - 1», «Заовражье - 1» и «В. Устюг - 2», «Заовражье - 2». Для питания собственных нужд и оперативных цепей ОРУ

110 кВ используем 3 ТСН  мощностью 100 кВ*А каждый.

Строительство ОРУ-110 кВ осуществляется в пределах существующей ГТ ТЭЦ «Красавино». Тип схемы ОРУ – одна рабочая  секционированная система шин, схема 110-9.

Максимальная расчетная  мощность потребителей собственных  нужд составляет 114,5 кВт для зимнего  периода и 71,6 кВт для летнего  периода. Установим 3 трансформатора ТМГ 100/6/0,4. Питание секций 0,4 кВ СН выполняется  от ТСН №1 и №2, запитанных от шин  генераторного напряжения (расчет мощности трансформатора приведен в табл. 4.1). Резервный ТСН №3 работает на холостом ходу, он будет подключен к ВЛ - 6 кВ «Полутово», и может включатся на любую из секций. Между первой и второй секциями шин установим АВР (см. ВКР.140211.04.001 лист 6). Шкафы собственных нужд производства ОАО «ВНИИР». В соответствии с принятой схемой, на подстанции будет постоянный оперативный ток. Для работы системы бесперебойного питания постоянным оперативным током устройств РЗА установим УУЗП-80-260-М-УХЛ4 производства ЗАО МПОТК «Технокомплект» и два комплекта стационарных малообслуживаемых свинцово-кислотных аккумуляторных батарей типа 4 OPzS 200 емкостью 200 Ач производства фирмы «Sonnenschein». Для предотвращения ошибочных действий переключений на подстанции установим электромагнитную блокировку.

Полная мощность:

-в летний период 71,6 кВт;

-в зимний период S_З = 114,5 кВт.

Максимальная расчетная  мощность потребителей собственных  нужд:

S_РАСЧ = S_З = 114,5 (кВт).

В ремонтных условиях с  учетом дополнительной перегрузки 20%:

S_T = (S_РАСЧ+S_РЕМ)/K=(114.5+25)/1,2=116,3 (кВ*А).

Мощность трансформатора с учетом коэффициента загрузки К_З=0,7:

S_T = S_РАСЧ/(K_З*N_ТРАНСФ)=116,3/(2*0,7)=83,07 (кВ*А).

Выбираем трансформатор  ТГМ-100/6/0,4.

В ОПУ установим приточно-вытяжную вентиляцию на период заряда аккумуляторной батареи. Кнопочный пост вентилятора  будет установлен в тамбуре. При  по жаре будет происходить автоматическое выключение питания вентиляции.

Режим поддержания температуры: температура внутри помещения ОПУ  в нормальном режиме должна составлять не ниже +5⁰С, при работе в здании выездной бригады +18⁰С. Температура в помещении аккумуляторной должна быть постоянно +20⁰С.

Для общего освещения территории ОРУ будет установлена мачт освещения.

Подключение ОРУ - 110 кВ к сети 110 кВ  будет происходить по схеме заход-выход к питающим линиям кВ «В.Устюг - 1», «Заовражье - 1» и «В. Устюг - 2», «Заовражье - 2».

Бес перебойное питание потребителей будет осуществляться с помощью  автоматического резерва в схеме  СН. Резервным источником электроснабжения оперативных цепей в аварийном  режиме будет являться стационарная аккумуляторная батарея. Питание наиболее важных потребителей осуществляется от каждой секции СН. Питание приводов выключателей ОРУ - 110 кВ осуществляется с двух секций УУЗП.

 

4.2. Освещение ОРУ - 110 кВ ГТ ТЭЦ «Красавино»

Для общего освещения будут  использованы осветительные установки, расположенные на мачте освещения. Питание светильников наружного  освещения будет производиться  напрямую от щита собственных нужд – панели СН1, автоматический выключатель  QF13 (см. ВКР.140211.04.001 лист 6).

В ОПУ два вида освещения: рабочее переменного тока 220 В, 50 Гц; аварийное постоянного тока 220 В.

Рабочее освещение выполнено  светильниками с люминесцентными  лампами. Щиток освещения, отопления  и вентиляции ОПУ запитан силовым  кабелем ЩСН. Аварийное освещение  запроектировано светильниками  с люминесцентными лампами постоянного  тока. Питание от автоматических выключателей УУЗП. Светильники аварийного освещения  включены постоянно. При исчезновении питания светильников, они горят  от встроенных аккумуляторов.

Минимальная степень защиты светильников в соответствии с требованиями электробезопасности – IP 34.

4.3. Выбор оборудования подстанции

Согласно [7] оборудование подстанции должно быть выбрано по условиям работы в нормальном режиме и режиме продолжительных аварийных нагрузок и быть проверено по устойчивости к действию токов короткого замыкания.

4.3.1. Выбор ячеек  КРУЭ 110 кВ

Выбор оборудования производится в соответствии с [4], [5] и [6].

Выключатели выбираются по условиям:

1. Номинальному напряжению выключателя:

U_НОМ.В ≥ U_НОМ.У

U_НОМ.В = 110 кВ – для КРУЭ серии PASS MO 145;

110, кВ ≥ 110, кВ;

2. Номинальному току:

I_НОМ ≥ I_Н ;

Согласно п.2.1.21. [4]. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах (см. табл. 4.2).

 

                                                                                                                           Таблица 4.2

Длительность перегрузки трансформаторов

Масляные трансформаторы Перегрузка по току, %	45	60
Длительность перегрузки, мин	80	45

 

I_H, (1,45÷1,6) = 243,8÷269,04 (А) – для вводного выключателя;

I_НОМ = 2500 А – для КРУЭ серии PASS MO 145;

3. Номинальному току отключения выключателя:

I_НОМ.О ≥ I_K ;

I_K= 3.707 кА максимальный ток короткого замыкания на шинах ОРУ-110 кВ ГТ ТЭЦ «Красавино»;

I_НОМ.О, кА = 40 кА – для КРУЭ серии PASS MO 145;

4. Проверка отключающей способности по скорости восстанавливающегося напряжения:

Согласно [6], проверка требуется только для воздушных выключателей;

5. Проверка относительного содержания апериодической составляющей тока короткого замыкания:

Согласно [6], проверка требуется только на подстанциях с током короткого замыкания выше 0,7*I_НОМ.О:

0,7*40= 28 (кА),

28 кА> 3,707 кА - проверка не требуется;

6. Амплитудное значение ударного тока при включении на короткое замыкание (проверка разъединителя на динамическую стойкость к токам короткого замыкания):

i_УД.К ≤ i_{ВКЛ.НАИБ};

i_УД.К = 2,55*3,707=9,453 (кА);

i_{ВКЛ.НАИБ}, кА = 100кА – для КРУЭ серии PASS MO 145;

9,435кА ≤ 100кА;

7. Термическую стойкость к токам короткого замыкания:

I²_ТЕР*t_ТЕР ≥ B_K=I²_К (t_ОТК+Т_А);

t_ОТК+Т_А=(1.04÷3) с.;

В_К = 15,9÷46,09 (кА²*с);

I²_ТЕР*t_ТЕР =4800 кА²*с – для КРУЭ серии PASS MO 145;

4800 кА²*с ≥ 15,9÷46,09 кА²*с;

Результаты выбора выключателей сведены в таблицу 4.3.

                                                                                                                                       Таблица 4.3

Выбор и проверка КРУЭ ОРУ-110кВ

Наимено-вание	Расчетные данные					Тип аппарата	Каталожные данные
	Uн.у., кВ	IН, А	IК,  кА	iУД.К, кА	ВК кА2*с		UН.В, кВ	IН, А	IН.О, кА	IВ.Н., кА	I2t, кА2*с
ОРУ-110 кВ	110	269	3,7	9,45	46,09	PASS MO 145	110	2500	40	100	4800