CC BY
1169 Wschodnioeuropejskie Czasopismo Naukowe (East European Scientific Journal)#2(30), 2018
Shevchenko M. V. Candidate of Agricultural Sciences, Head of the Department of Electric Power Engineering and Electrical Engineering Far Eastern State Agrarian University Rudakova A. P.
Master's Degree 2 course of the Electric Power Department Far Eastern State Agrarian University
Шевченко Максим Валерьевич
Кандидат сельскохозяйственных наук, заведующий кафедрой электроэнергетика и электротехника Дальневосточный государственный аграрный университет
Рудакова Анна Петровна магистрант 2 курс электроэнергетического факультета Дальневосточный государственный аграрный университет
ANALYSIS OF OPERATING MODES WHEN CONNECTING TO THE NETWORK
SUBSTATION KS-7
АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПРИ ПОДКЛЮЧЕНИИ К СЕТИ ПОДСТАНЦИИ «КС-7»
Abstract: This article examines how the connection of the substation "CS-7" to the network will affect and how the operating modes of the network change. The modes are calculated in RastrWin RVC. Keywords: forecast, power loss, air line, operating mode, electric network
Аннотация: В данной статье рассматривается, как повлияет подключение подстанции «КС-7» к сети и как изменятся режимы работы сети. Расчет режимов производится в ПВК RastrWin.
Ключевые слова: прогноз, потери мощности, воздушная линия, режим работы, электрическая сеть
В связи с строительством газопровода, предназначенного для транспортировки газа Якутского и Иркутского центров газодобычи на Дальний Восток и в Китай требуется строительство и подключение компрессорной станции «КС-7» к сети. Рассмотрим режимы работы сети при подключении КС-7 к подстанции «Сиваки».
Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. В данном проекте RastrWin используется при расчетах установившихся режимов (максимального и послеаварийного).
Расчет установившихся режимов с помощью ПВК «RastrWin».
Целью расчёта установившегося режима (физического состояния) электрической сети является определение электрических параметров состояния: напряжений в узлах, электрических токов и потоков мощности по ветвям, потерь мощности в сети и
пр. Результаты таких расчётов позволяют выяснить:
• осуществим ли данный режим электрической сети, т. е. возможна ли передача требуемой мощности от источников электрической энергии к потребителям;
• находятся ли в заданных (допустимых) пределах напряжения в узлах;
• допустимы ли токовые нагрузки элементов электрических сетей в нормальных и послеаварий-ных режимах.
Исходными данными для расчета установившихся режимов служат: схема электрических соединений и параметры сети электроэнергетической системы, данные о потребителях (нагрузках) и источниках электроэнергии (электростанциях).
Расчет проводится в программном комплексе ЯЛ8ТЯ WIN3, граф сети представлен на рисунке 1
0,341+151 II I I 0.317+1513
т
Рисунок 1 - Граф сети с указанием технических параметров оборудования Таблица 1 - Список узлов
.8 76+19.221
Тип Номер Название Цном Рн Он Рг Ог V БеИа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Ген 1 Зейская ГЭС 220 140,9 -14,6 238 5,9
Нагр 2 220 237,94 5,79
Нагр 3 220 237,94 5,79
Нагр 4 Энергия 220 20,8 3,9 237,93 5,78
Нагр 5 Светлая 220 39,8 7,7 237,88 5,61
Нагр 6 Ключевая 220 11,7 2,7 238,15 1,59
Нагр 7 Чалганы тяга 220 6,8 2,7 237,95 1,18
Нагр 8 220 237,55 0,54
Нагр 9 НПС 24 220 10,7 0,5 237 0,17
Нагр 10 Мухинская тяга 220 6,5 2,6 236,8 0,11
Нагр 11 220 237,52 0,53
Нагр 12 Сиваки ВН 220 237,53 0,55
Нагр 13 220 236,55 -0,29
Нагр 14 220 236,44 -0,28
Нагр 15 Сиваки НН 6 6,38 -0,28
Нагр 16 Сиваки СН 110 2,3 6,3 118,19 -0,28
Нагр 17 Шимановская тяга 220 7,9 3,2 235,56 -0,29
Нагр 18 220 10,61 -0,14
Баз 19 Амурская 220 8,7 -40,7 233
Нагр 20 Ледяная 220 15,2 5,0 234,28 -0,19
Нагр 21 220 234,39 -0,18
Нагр 22 Ледяная тяга 220 6,7 2,7 234,39 -0,18
Нагр 23 Шимановская 220 2,6 235,58 -0,11
Нагр 24 КС-7 110 118,02 -0,34
Нагр 25 10 11,8 4,3 9,98 -7,39
Нагр 26 Сиваки тяга 220 4,7 1,9 237,52 0,53
0.8+47.2
■сгь
Таблица 2 - Список ветвей
Тип N нач N кон Я X В Кт/г Рнач °нач
1 2 3 4 5 6 7 8 9
ЛЭП 1 2 0,35 1,52 -9,3 -71 -7
ЛЭП 1 3 0,35 1,52 -9,3 -70 7
ЛЭП 2 5 0,64 2,81 -2,6 -61 9
ЛЭП 3 5 0,67 2,94 -0,7 -59 8
ЛЭП 3 4 0,21 0,93 -5,7 -11 -2
ЛЭП 2 4 0,21 0,92 -5,6 -10 -2
ЛЭП 5 6 10,8 47,28 -290,9 -80 25
ЛЭП 6 7 2,9 10,41 -62,2 -37 7
ЛЭП 7 8 5,64 20,26 -121,1 -30 7
ЛЭП 8 9 4,74 17,02 -101,7 -22 1
ЛЭП 9 10 1,66 5,96 -33,6 -11 -4
ЛЭП 8 26 0,52 1,86 -11,3 -8 -1
ЛЭП 26 11 0,27 1,08 -6,8 -3 0
ЛЭП 6 12 8,34 33 -226 -30 9
ЛЭП 12 11 0,42 1,68 -10,5 -16 2
ЛЭП 11 10 5,64 22,26 -142,1 -19 1
ЛЭП 10 17 6,61 23,77 -142,1 -13 -5
ЛЭП 17 18 4,88 19,22 -120 -5 -10
ЛЭП 18 19 5,09 20,09 -122,5 4 -14
ЛЭП 19 20 4,88 19,22 -120 -5 20
ЛЭП 20 21 0,32 1,14 -6,8 8 2
ЛЭП 21 22 0,31 1,1 -6,6 9 18
ЛЭП 22 18 0,28 1 -6 11 13
Тр-р 21 23 4 15,76 -98,4 -6 -2
Тр-р 23 10 6,7 24,08 -143,9 -8 -3
Тр-р 12 13 5,98 132,25 6,4 1 0 0
Тр-р 12 14 1,4 104 6 1 0 0
Тр-р 13 15 10,69 396,75 0,027 -6 -1
Тр-р 14 15 2,8 195,6 0,027 -8 -2
Тр-р 13 16 5,98 0,5
Тр-р 16 24 1,4 0,5
ЛЭП 16 24 3 3,11 -310,8 -6 1
ЛЭП 16 24 3 3,11 -310,8 -6 1
Тр-р 24 25 7,95 139 5,3 0,09 -12 -6
Полученные данные в результате расчета максимального режима приведены в таблице 3. Параметры максимального режима работы в графической форме представлены на рисунке 2 .
Таблица 3 - Данные по узлам в максимальном режиме работы прогнозируемой сети
Номер узла Название узла ином (кВ) Рнаг (МВт) Qнаг (Мвар) и (кВ) Ш (%)
1 2 3 4 5 6 7
1 Зейская ГЭС 220 238 8,18
2 220 237,94 8,16
3 220 237,94 8,16
4 Энергия 220 20,8 3,9 237,93 8,15
5 Светлая 220 39,8 7,7 237,88 8,13
6 Ключевая 220 11,7 2,7 238,15 8,25
7 Чалганы тяга 220 6,8 2,7 237,00 7,73
8 220 237,55 7,98
9 НПС-24 220 10,7 0,5 237,0 7,73
10 Мухинская тяга 220 6,5 2,6 236,8 7,64
11 220 237,52 7,96
12 Сиваки 220 237,53 7,97
13 220 236,55 7,52
14 220 236,44 7,47
15 6 6,38 6,46
16 110 2,3 6,3 118,19 7,45
17 Шимановская тяга 220 7,9 3,2 235,56 7,07
1 2 3 4 5 6 7
18 220 234,41 6,55
19 Амурская 220 233,00 5,91
20 Ледяная 220 15,2 5 234,28 6,49
21 220 234,39 6,54
22 Ледяная тяга 220 6,7 2,7 234,39 6,54
23 Шимановская 220 2,6 235,58 7,08
24 КС-7 110 118,02 7,29
25 КС-7 НН 10 11,8 4,3 9,98 0
26 Сиваки тяга 220 4,7 1,9 237,9 8,14
9 ^ + 5.9 Энергия ^ 1 + Э НПС-24 5.79 237.93 8 30-Л .4 30.1-JS.9-» 1.18 + ^ 237.95 ,5Э ш 238.15 о 11.3+43.8+ 11.3+45.7+ ^ | 0.17 Нухинская тяга! £ 237 10 * * 12 * - 237.550.54 11 ~ _|ё740.9+ 8+Л-е1.3-40.3+ 3.3+4+ 26 I | 0.53 Сиваки тяга ^ 237.52 -ГГП- 236.8 17 ^^^^^ -0.11 1.7 ^ 235.58 + Ледяная тяга.: -0.14 ' 234.39 Й 20 ' ' ЯеЭяная Т -0.18 £
+ 5.73 3 11.1+Л. 5+ 0.53 "со 237.52 7 * 8.4+42.1+ £ 8.4+Л 2.4т 4-3.7-Л4 1 234.39 ^ гч + из д 19 «-3.7-420.6 ^ ~
^ 237.94 ¡3 4-58.3-18.4 1 Л ¡3 80.2-424.9 237.94 * 78.9-414.1+ т Сиваки ^ 30.1+42.Э+ * -0.34 118.02 18 -0.28 ¿Г ^-6.3+41.4 4-8.3+Л.4 / Ч— 18 + а 237.53 ____^УР«ая ю 234.41
1 + 5.61 8 3 237.88 Ключевая 1» 4-е-л.2 2.3+48.3 7й «-7.9+J2.4 -0.28
1 = 25 | -7.39 11Ы9 Г , 9.98 7 ч 15
8.38
Рисунок 2 - Данные по ветвям в максимальном режиме работы прогнозируемой сети Полученные данные в результате расчета минимального режима работы в прогнозируемой сети приведены в таблице 4.
Параметры минимального режима работы в прогнозируемой сети в графической форме представлен на рисунке 3.
Таблица 4 - Данные по узлам в минимальном режиме работы прогнозируемой сети
Номер узла Название узла ином (кВ) Рнаг (МВт) Qнаг (Мвар) и (кВ) Ш (%)
1 Зейская ГЭС 220 239 8,64
2 220 238,98 8,63
3 220 238,98 8,63
4 Энергия 220 20,8 3,9 238,97 8,62
5 Светлая 220 39,8 7,7 238,96 8,62
6 Ключевая 220 11,7 2,7 239,9 9,04
7 Чалганы тяга 220 6,8 2,7 239,79 8,99
8 220 239,49 8,86
9 НПС-24 220 10,7 0,5 239,04 8,65
10 Мухинская тяга 220 6,5 2,6 238,78 8,54
11 220 239,45 8,84
12 Сиваки 220 239,46 8,85
13 220 238,52 8,42
14 220 238,41 8,37
15 6 6,44 7,3
16 110 2,3 6,3 118,18 8,35
17 Шимановская тяга 220 7,9 3,2 237,45 7,93
18 220 235,97 7,26
19 Амурская 220 234,00 6,36
20 Ледяная 220 15,2 5 235,96 7,26
21 220 235,96 7,26
22 Ледяная тяга 220 6,7 2,7 235,96 7,26
23 Шимановская 220 2,6 237,33 7,88
24 КС-7 110 119,01 8,19
25 КС-7 НН 10 11,8 4,3 10,08 0
26 Сиваки тяга 220 4,7 1,9 239,45 8,84
Рисунок 3 - Данные по ветвям в минимальном режиме работы прогнозируемой сети
Полученные данные в результате расчета послеаварийного режима работы при отключении одной из проектируемых линий между подстанциями «Сиваки» и «КС-7» приведены в таблице 5.
Параметры послеаварийного режима работы одной из проектируемых линий между подстанциями «Сиваки» и «КС-7» в прогноозируемой сети в графической форме представлены на рисунке 4.
Рисунок 4 - Данные по ветвям в послеаварийном режиме работы прогнозируемой сети
Таблица 5 - Данные по узлам в послеаварийном
режиме работы при отключении линии Сиваки - КС-7
Номер узла Название узла ином (кВ) Рнаг (МВт) Qнаг (Мвар) и (кВ) Ш (%)
1 Зейская ГЭС 220 238 8,18
2 220 237,85 8,11
3 220 237,85 8,11
4 Энергия 220 20,8 3,9 237,83 8,10
5 Светлая 220 39,8 7,7 237,64 8,02
6 Ключевая 220 11,7 2,7 235,95 7,25
7 Чалганы тяга 220 6,8 2,7 235,62 7,10
8 220 235,24 6,93
9 НПС-24 220 10,7 0,5 234,89 6,77
10 Мухинская тяга 220 6,5 2,6 234,82 6,74
11 220 235,19 6,91
12 Сиваки 220 2,3 6,3 235,18 6,90
13 220 233,08 5,95
14 220 232,97 5,89
15 6 6,29
Номер узла Название узла ином (кВ) Рнаг (МВт) Qнаг (Мвар) U (кВ) dU (%)
16 110 2,3 6,3 118,19 7,45
17 Шимановская тяга 220 7,9 3,2 234,07 6,40
18 220 233,62 6,19
19 Амурская 220 233,00 5,91
20 Ледяная 220 15,2 5 233,5 6,14
21 220 233,58 6,17
22 Ледяная тяга 220 6,7 2,7 233,6 6,18
23 Шимановская 220 2,6 234,29 6,49
24 КС-7 110 116,06 5,51
25 КС-7 НН 10 11,8 4,3 9,8 0
26 Сиваки тяга 220 4,7 1,9 235,2 6,91
Показателями, отражающими эффективность электроэнергии при ее передачи не должны превы-работы ЭЭС, является величина потерь мощности, а шать 4%. Потери мощности на уровне 10% можно именно их доля от вырабатываемой или передавае- считать максимально допустимыми. мой мощности. По мнению международных экспер- Потери мощности максимального, минималь-
тов в области энергетики относительные потери ного, аварийного режимов в прогнозируемой сети
приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Потери мощности максимального, минимального, аварийного режимов в прогнозируемой сети
Режим Максимальный режим Минимальный режим Аварийный режим
Значения потерь мощности, % 1,34 0,99 1,99
Анализ данных режимов работы сети после реконструкции показывает что, работа прогнозируемой сети при отключении одной из ВЛ «Сиваки» -«КС-7» возможна без отключения потребителей, в таком режиме работы резервирование осуществляется по второй проектируемой линии «Сиваки» -КС-7» и не приводит к существенному изменению режима работы сети, при этом отклонения напряжений от номинального значения не превышают требования ГОСТ 32144-2013,то есть находятся в пределах +10% . Токовая загрузка линий в минимальном, максимальном и аварийном режимах не превышает предельно допустимых токов . Потери мощности в рассматриваемых режимах работы не превышают допустимых значений.
Список литературы
1. Баков Ю.В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ / Ю. В. Баков. — М. :Энергоатомиздат, 2007.— 272с.
2. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций / Б. Н. Неклепаев, Крючков И. П. - Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : учеб.пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиз-дат, 2007. - 608 с.
3. Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей : / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян - М. : НТФ «Энергосетьпроект», 2012. - 376 с.
4. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник Т.3 //В. Г. Герасимов, П. Г. Грудинский, В. А. Лабунцов и др. - М.: Энергоатомиздат, 2011. - 880 с.
