Аварийный режим по токовой перегрузке определяется условием: температура провода превышает 100 °С (90 °С) или допустимую по условию сохранения габаритов или гололедная нагрузка превышает допустимую. В этом случае необходимо выполнить автоматическое отключение нагрузки устройствами САОН или организовать мероприятия по борьбе с гололедом. Температура провода ни в коем случае не должна превысить 130 °С. Устройства защиты от перегрузки могут выполняться многоступенчатыми с одной уставкой по току и несколькими уставками по времени, что позволяет отключить столько нагрузки, сколько необходимо в заданном режиме. Уставка по току может быть заранее рассчитана при отсутствии ветра и при максимальной температуре воздуха, а может изменяться динамически при изменении погодных условий, для чего необходимо наличие датчиков температуры воздуха и скорости ветра.

При расчете уставок по времени необходимо учитывать динамику изменения температуры провода при различных возможных перегрузках. Нами разработан алгоритм расчета изменения температуры провода и стрелы провеса во времени. Для этого уравнение (1) записывается в дифференциальной форме, и расчет ведется методами численного интегрирования.

Защита от токовой перегрузки ВЛ не требует особого быстродействия автоматики, так как нагрев провода - процесс довольно длительный. На рисунке представлены расчетные кривые изменения температуры провода АС-120 при различных нагрузках. При скорости ветра 0,6 м/с, температуре воздуха +25 °С и токе /, превышающем длительно допустимый 367 А в 1,57 раза, продолжительность нагрева провода от длительно допустимой температуры провода 70 °С до аварийно допустимой температуры 100 °С составляет примерно 4 мин; при двойной перегрузке 738 А - примерно 1,5 мин. При увеличении скорости ветра увеличивается максимально допустимый ток и скорость нагрева увеличивается.

Расчет произведен по разработанной и прошедшей апробацию программе «Мониторинг ВЛ». Программа позволяет рассчитывать допустимую токовую нагрузку и температуру провода при различных погодных условиях, в том числе, с учетом солнечной радиации, стрел провеса и механического напряжения в проводе с учетом реальной температуры провода с токовой нагрузкой на ВЛ, проходящих, в том числе, по пересеченной и горной местности. Программа позволяет рассчитывать изменение температуры провода и стрел провеса в динамике и тем самым определять допустимую продолжительность работы ВЛ при возникновении перегрузки проводов. Программа может использоваться для расчета времени плавки гололеда в повторно-кратковременных режимах токами, значительно превышающими допустимые. При этом следует учитывать, что при значительных гололедных нагрузках использование повторно-кратковременных режимов опасно. При резких сбросах нагрузки может произойти разрушение линии от динамических воздействий.

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.

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

= 76 МВт = 1,05·76=79,8 МВт

Мощность источника МВт

3.2 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;

 - мощность, выделяемая ЛЭП в сеть

= 

Ориентировочные потери реактивной мощности в трансформаторах:

= 10%·= 0,1·8,26 МВАр

Таблица 3.2.

Суммарная реактивная нагрузка района (/), МВАр

Страницы: 1, 2, 3, 4