Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ (стр. 3 из 8)
Методика основана на исследованиях ВНИИЭ, ЦНИЭЛ, МЭИ, НПИ, РИИЖТ, проводившихся с 1947 г. по настоящее время. Программа проходила испытания в 1998-2002 гг. при проведении пробных плавок в МЭС Юга на ВЛ 330-500 кВ, отходящих от ПС «Буденновск» и ПС «Машук». При проведении пробных плавок проводились измерения токовой нагрузки и температуры провода с помощью тепловизора в различные моменты времени. Результаты испытаний показали хорошее совпадение расчетных и измеренных параметров. Результаты расчетов по программе хорошо согласуются с существующими справочными данными и методическими указаниями по определению допустимой токовой нагрузки.
Программа использовалась Кубанским РДУ при определении допустимой токовой нагрузки и введении ограничений по мощности и получила хорошую оценку. 26 августа при температуре воздуха 37 °С аварийно отключилась ВЛ 220 кВ «Краснодарская ТЭЦ-Восточная-Кирилловская», что вызвало перегруз оставшейся ВЛ 220 кВ «Афипская-Крымская» (ток по линии составил 660 А при допустимом токе, рассчитанном по программе «Мониторинг ВЛ», равном при этих условиях 585 А). Кубанское РДУ, используя программу, произвело отключение нагрузки.
1.Повышение нагрузочной способности воздушных линий с целью сокращения ограничения потребления электроэнергии возможно на основе:
♦ контроля температуры провода;
♦ определения допустимой температуры провода и допустимых гололедно-ветровых нагрузок;
♦ управления режимом сети с учетом возможности перегрузки ВЛ при заданных условиях.
2.Для непрерывного контроля температуры провода необходимо использование специальных датчиков с передачей информации диспетчеру. Косвенный контроль температуры осуществляется по разработанному нами алгоритму с использованием информации о метеорологических параметрах в контрольных точках.
3.Допустимую температуру провода по условию механической прочности для сталеалюминие-вых проводов рекомендуется принимать равной 100 °С. Допустимая температура по условию сохранения допустимых габаритов ВЛ должна рассчитываться с учетом реальной токовой нагрузки ВЛ и климатических параметров.
4.Необходимо различать нормальный, утяжеленный и аварийный режим по токовой перегрузке ВЛ. В аварийном режиме необходимо выполнять автоматическое отключение части нагрузки устройствами САОН.
5.Разработана программа «Мониторинг ВЛ», позволяющая оперативно решать весь комплекс вопросов, связанных с расчетом нагрузочной способности воздушных линий электропередачи по температуре и гололедно-ветровым нагрузкам.
2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
2.1 Характеристика электрифицируемого района
Районная электрическая сеть будет расположена в Брянской области. Брянская область расположена в центральной части Восточно-Европейской равнины в западной части Русской равнины, занимая среднюю часть бассейна Десны и лесистый водораздел между нею и Окой (на водоразделе двух крупных речных систем – Днепровской и Волжской).
Крайние точки: северная 54° с. ш., южная 52° 10’ с. ш., западная 31° 10’ в. д., восточная 35° 20’ в. д. Площадь области 34,9 тыс.кв.м. Протяженность с запада на восток 270 км, с севера на юг - 190 км. Население 1361,1 тыс.человек, в том числе городское - 930,7 тыс., сельское - 430,4 тыс.человек. Плотность населения - 39 человека на 1 кв.км.
Климат умеренно континентальный. Зима относительно мягкая и снежная, лето теплое. Средняя температура января - -7-9 градусов по Цельсию, июля - 18-19 градусов. Среднегодовое количество осадков 560-600 мм.
На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области.
Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 85% . Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 19 до 29, с сильной грозой - 1 -2 дня за лето. Число часов грозовой активности -от 49 до 69 в год.
2.2 Характеристика потребителей
К источнику питания подключено пять пунктов потребителей, в состав которых входят потребители I, II, III категорий (таблица 1.1.)
Таблица 1.1.
| Пункт Данные | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| Наибольшая зимняя нагрузка, тыс. кВт | 32 | 16 | 7 | 23 | 12 | |
| Коэффициент мощности нагрузки | 0,93 | 0,91 | 0,9 | 0,92 | 0,91 | |
| Состав потребителей, % по категориям | I к. | 30 | 20 | - | 25 | 15 |
| II к. | 30 | 30 | 40 | 25 | 40 | |
| III к. | 40 | 50 | 60 | 50 | 45 | |
| Номинальное напряжение вторичной сети, кВ | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | |
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 55 % от зимней.
2.3 Характеристика источника питания
В качестве ИП выступает конденсационная электрическая станция (КЭС).
Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 106 %;
при наименьших нагрузках 100%;
при тяжелых авариях в питающей сети 106%.
Средний номинальный коэффициент мощности генераторов источника питания 0,92
Стоимость 1
потерянной электроэнергии 1,5 коп.Конденсационные электростанции на органическом топливе в настоящее время обеспечивают основную долю производства электроэнергии в энергосистеме России. На КЭС используются энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт с параметрами пара 13 МПа 565 °С и мощностью 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540 °С. КЭС может работать на различных видах топлива: уголь, мазут, газ. Основное топливо газ, а мазут выступает в качестве резервного топлива.
В данной главе представлен анализ исходных данных: характеристика электрифицируемого района – Брянской области, характеристика потребителей пяти пунктов, величина их нагрузки, категорийность потребителей, приведена характеристика источника питания - КЭС. Также представлены графики нагрузки потребителей, напряжение на шинах ИП, номинальные коэффициенты мощности.
3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
Целью составления балансов мощности энергосистем является определение потребности в мощностях источников, обеспечивающих покрытие максимальных нагрузок энергосистем с заданной степенью надежности.
3.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
Потребная району мощность определяется по формуле:
где
- потребная району мощность: 
- пиковая активная мощность, потребляемая районом; 
- потери активной мощности в сети; предварительно считаем их равными 5% от .Таблица 3.1.
Суммарная активная нагрузка района (
/ 
), МВт | t, час № пункта | 0-4 | 4-8 | 8-12 | 12-16 | 16-20 | 20-24 |
| 1 | 19,2/10,6 | 25,6/14,1 | 32/17,6 | 19,2/10,6 | 19,2/10,6 | 19,2/10,6 |
| 2 | 6,4/3,5 | 6,4/3,5 | 12,8/7 | 12,8/7 | 16/8,8 | 3,2/1,8 |
| 3 | 1,4/0,8 | 7/3,9 | 5,6/3,1 | 4,2/2,3 | 2,8/1,5 | 1,4/0,8 |
| 4 | 4,6/2,5 | 23/12,7 | 18,4/10,1 | 13,8/7,6 | 9,2/5,1 | 4,6/2,5 |
| 5 | 4,8/2,6 | 4,8/2,6 | 7,2/4 | 7,2/4 | 12/6,6 | 2,4/1,3 |
| ∑ | 36,4/20 | 66,8/36,8 | 76/41,8 | 57,2/31,5 | 59,2/32,6 | 30,8/17 |
= 76 МВт 
= 1,05·76=79,8 МВтМощность источника
МВт3.2 Составление баланса реактивной мощности
Баланс мощности определяется уравнением:
где
- потребная району реактивная мощность; 
- пиковая реактивная мощность, потребляемая районом; 
- потери реактивной мощности в линиях; 
- потери реактивной мощности в трансформаторах;