Составление графиков нагрузок

В ходе последующих расчетов параметров ВЛ сетевого района на основе данных, приведенных в таблице 1.2, строим графики нагрузок подстанций. При этом учитываем, что электрическая нагрузка потребителей, а, следовательно, и суммарная нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Общепринято факт изменения активной, реактивной или полной мощности принято отображать в виде суточного и годового графиков нагрузок. При проектировании непрерывные графики заменяют приближенными ступенчатыми графиками. На основе ступенчатых графиков, в конечном счете, вычисляются количество электроэнергии, потребляемой подстанциями за год, среднегодовая нагрузка всех подстанций, коэффициент нагрузки, продолжительность использования максимальной нагрузки, время наибольших потерь.

В соответствие с изложенным выше порядком, по таблице 1.2 построим суммарный суточный график потребителей в МВт в зимний и летний периоды двумя цветами – синий – зимний, зеленый - летний.

Рисунок 1.2 – Суммарный суточный график нагрузок потребителей в зимний и летний периоды

На графике рисунка 1.2 величинаобозначает суммарную активная нагрузка в МВт (из таблицы 1.2).

По полученному суммарному суточному графику нагрузок потребителей построим годовой график продолжительности нагрузок. При этом ординату этого графика расположим по оси абсцисс от 0 до 8760ч в порядке убывания максимальных значений потребляемой активной мощности.

Продолжительность потребления энергии, ч, вычислим по формуле:

, (1.1)

где - время, соответствующей ступеньки суточного графика, ч (рисунок 1.2);

- количество зимних суток в году, суток; (суток);

- количество зимних суток в году, суток; (суток);

Результаты расчетов по выражению 1.1 представлены на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 – Годовой график нагрузок потребителей

На основе годового графика нагрузок потребителей рассчитано количество электроэнергии, потребляемой подстанциями за год, которое в этом случае равно суммарной площади отдельных ступеней графика:

, (1.2)

где k - номер ступеньки (периода).

Среднегодовую нагрузку подстанций, определим по формуле:

, (1.3)

где - количество часов в году, ч ().

Используя вычисленные параметры и параметр, рассчитаем коэффициент нагрузки по формуле:

, (1.4)

где - суммарная максимальная активная нагрузка подстанций, МВт, рассчитанная путем сложения максимальной активной нагрузки потребителей каждой i- ойподстанции в течение суток зимы или лета по таблице 1.2 ().

Зная и, определим продолжительность использования максимальной нагрузки, по формуле

, (1.5)

Время наибольших потерь вычислено по формуле, используя известные и:

, (1.6)

Реактивная мощность, которую энергосистема может отпускать в часы наибольших нагрузок, ограничена возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью системообразующих ЛЭП. При этом реактивная мощность, которую в режиме максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема, как правило, оказывается недостаточной, и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств.

Так как на этой стадии проектирования параметры сети еще не известны, то баланс составляется приближенно, на основании статистических данных.

Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:

(1.7)

где, - активная мощность i –го потребителя, определяется по формуле.

- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i -тый потребитель.

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах подстанций потребителей принимаются в пределах 3…8 % от потребляемой активной мощности. При этом больший процент потерь соответствует более отдаленным потребителям.

Определим потери мощности на ПС потребителей по формуле 1.7, принимая потери реактивной мощности равными 5% от номинала:

Потери активной мощности на других ПС потребителей представлены в табл. 1.5. Согласно табл. 1.5

Реактивная мощность каждого потребителя и общее потребление реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются по их активной или по полной мощности по формулам:

(1.8)

Для первого потребителя значение реактивной мощности, результаты вычислений для остальных потребителей представлены в табл. 1.5.

Ориентировочно определить потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей можно по выражению:

(1.9)

Тогда для первого потребителя, для остальных потребителей результаты сведены в табл. 1.5.

Общее потребление реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются по формулам:

(1.10) (1.11)

Здесь - общие потери реактивной мощности во всей сети. Они складываются из потерь в линиях и потерь в трансформаторах подстанций потребителей. Кроме того, необходимо учесть, что воздушные линии сети благодаря наличию емкостной проводимости генерируют некоторую реактивную мощность.

На этой стадии проектирования потери реактивной мощности в линиях можно принять равными генерируемой ими же реактивной мощности (тогда они взаимно уничтожатся) и учитывать только потери реактивной мощности в трансформаторах.

Общие потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей определяются суммированием:

(1.12)

Тогда из результатов табл. 1.5 вычисляем суммарные потери реактивной мощности, а требуемая реактивная мощность.

Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок:

(1.13)

Принимая по [8] =0,42 для нефтедобывающих районов определяем располагаемую нагрузку

Дефицит реактивной мощности, то есть реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать, определяется из сравнения общего потребления реактивной мощности и располагаемой реактивной мощности:

(1.14)

Для восполнения дефицита реактивной мощности на стороне 6-10 кВ подстанций потребителей устанавливаются компенсирующие устройства. При этом мощность компенсирующих устройств на i -той подстанции ориентировочно может быть определена по выражению:

(1.15)

Для первого потребителя реактивная мощность недостаток реактивной мощности

Если требуемая мощность компенсирующих устройств превышает 10 Мвар, то для компенсации используют синхронные компенсаторы, если же не превышает, то используют батареи статических конденсаторов. Для определения количества компенсирующих установок используется выражение:

(1.16)

Здесь - мощность одной установки. Естественно, необходимо округлить до ближайшего целого числа.

Принимаем к установки [8] конденсаторные батареи ККУ-10-2 по таблице 6.91 из [5], c номинальным напряжением, мощностью.

Исходя из 1.16, количество компенсационных устройств на первом потребителе устанавливается равное. Результаты выбора КУ на остальных ПС представлено в табл. 1.5.

В результате компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей реактивная мощность каждого потребителя уменьшается до величины:

(1.17)

Реактивная мощность на первом потребителе с учетом компенсации, при этом мощность потребителя становится. Результаты расчетов для остальных ПС представлены в табл. 1.5.

Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.

Мвар.

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

Таким образом, в результате расчетов баланса активной и реактивной мощностей для проектируемой электрической сети были определены значения активных и реактивных мощностей для всей сети и для каждой подстанции. Расчеты показали, что электрическая система имеет дефицит располагаемой реактивной мощности, который предложено компенсировать на каждой подстанции установкой соответствующего количества компенсирующих конденсаторных установок типа КУ-10 ПЛ, с номинальным напряжением и мощностью.

Таблица 1.5 – Результаты расчета баланса мощностей

Параметр	Номер подстанции	Сумма по всем п/ст
п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5	п/ст6
	4,2	7,8		3,2	2,6		30,8
	0,8	0,75	0,7	0,85	0,85	0,87
	3,4	5,9	7,0	2,7	2,2	2,6	24,9
	0,17	0,29	0,35	0,14	0,11	0,13
	2,5	5,2	7,1	1,7	1,4	1,5	21,2
	0,25	0,47	0,60	0,19	0,16	0,18
	1,29	3,05	4,65	0,68	0,55	0,51	10,73
	1,0	2,2	2,6	1,2	0,9	1,0	8,9
	3,4+j1	5,9+j2,2	7,0+ j 2,6	2,7 + j 1,2	2,2+ j0,9	2,6+j1	23,8+j8,9

1.2 Предварительный выбор вариантов проектируемой электрической сети

Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя несколько последовательных этапов. Первым из них является этап разработки возможных вариантов структуры связей источников питания с пунктами потребления, то есть разработка вариантов конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная технико-экономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается несколько (не более двух-трех) наиболее конкурентоспособных.

При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений.

1.Электрическая сеть должна обеспечить определенную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распредустройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Питание потребителей 3-й категории может осуществляться по нерезервированной схеме. Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

2.Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

замкнутые резервированные (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений, повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать, что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать подстанции потребителей без выключателей на стороне высшего напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исчислении).

3.Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия.

4.Совершенно необязательно предусматривать для всей сети одно и то же номинальное напряжение. Отдельные участки, обычно самые отдаленные и малонагруженные, могут иметь более низкое номинальное напряжение, чем остальная сеть.

Проведенные в предыдущем подразделе 1.1 расчеты, результаты которых сведены в таблицу 1.5, являются достаточной информацией, для того чтобы составить возможные варианты конфигурации проектируемой электрической сети сетевого района и из возможных вариантов предварительно выбрать лучшие, используя критерий минимума суммы эквивалентной длины линий всей сети.

В [3] рекомендуется для предварительного выбора вариантов электрической сети следующий порядок действий. Сначала составляются (планируются) все возможные варианты конфигураций сети (радиальные, магистральные, радиально-магистральные, кольцевые и смешанные), начиная с самых простых. Затем каждый вариант из полученного множества делается приблизительно (грубо) оценивается по общей длине сети и необходимому количеству выключателей в ней. По минимуму этих критериев для каждой из пяти конфигураций сети выбирается один, являющийся лучшим вариантом. В конечном счете, получится пять лучших из составленных вариантов. Заметим также, что при составлении возможных вариантов конфигурации сети должны соблюдаться четыре следующих общепринятых правила:

Учитывая все вышеприведенные замечания и правила, на основе упрощенной схемы сетевого района, приведенной на рисунке 1.1, предложено пять вариантов конфигурации электрической сети, которые рассмотрим последовательно¹.

Первый вариант – радиально-магистральная схема, изображена на рисунке 1.4. В этой схеме все проектируемые линии, соединяющие РПП и подстанции 1, 2, 3, 4, 5 двухцепные, а линия п/ст5-п/ст6 одноцепная. Благодаря наличию двухцепных линий, прокладываемых по кратчайшим расстояниям, потребители п/ст 1-5 имеют высокую надежность электроснабжения, за счет параллельных линий, что является преимуществом этой схемы. Но, с другой стороны, большое количество двухцепных линий обуславливает и недостаток этой схемы – ее дороговизна.

Для этого варианта сети, в соответствии с методикой [3], рассчитаем общую длину линий сети по следующему выражению:

, (1.22)

где - длины участков линий по таблице 1.4 в километрах;

а1,5 - расчетный коэффициент, отражающий то, что построение двухцепных линий приблизительно в 1,5 раза дороже одноцепных.

Подставив соответствующие значения с рисунка 1.4, получим:

При расчете количества выключателей используется правило: чтобы с помощью минимального числа выключателей можно было отключить или любой поврежденный участок или всю поврежденную цепь. Для рассматриваемого варианта сети это условие выполняется, если на РПП будет установлено по одному выключателю в каждую из двух параллельных цепей и один на ответвление 2-5. Следовательно,

Рисунок 1.4 – Вариант 1. Радиально-магистральная схема

Развивая данную схему варианта 1, заменяем линию 1-2 на линию 1-4. Тогда общая длина сети для второго варианта составит:

Количество выключателей остается таким же -

Рисунок 1.5 – Вариант 2. Радиально-магистральная схема

Хотя общая протяженность линий варианта 2 меньше варианта 1 но уменьшилось количество выключателей, однако в варианте 1 имеет место возврат мощности на участке 2-3-4. Этими двумя вариантами исчерпываются приемлемые радиально-магистральные схемы, т.к. все другие варианты имеют большую протяженность линий с аналогичным количеством выключателей. Кольцевые схемы из рассмотрения исключаем, т.к. их применение нецелесообразно при данной конфигурации сетевого района. Поэтому далее рассмотрены смешанные схемы конфигурации электрической сети – варианты 3, 4,5 и 6.

Вариант 3, показанный на рисунке 1.6. Для него:

Количество выключателей в кольцевой части заметно возрастает, из-за чего общее количество выключателей становится равным

Рисунок 1.6 – Вариант 3. Смешанная схема

Вариант 4, показанный на рисунке 1.7, также имеет кольцевой участок с использованием одноцепных линий. Для него:

а,

Рисунок 1.7 – Вариант 4. Смешанная схема

В варианте 5, показанном на рисунке 1.8, кольцевой участок с использованием одноцепных линий находится в середине сети. Для этого варианта:

а,

Рисунок 1.8 – Вариант 5. Смешанная схема

В варианте 6, показанном на рисунке 1.9, кольцевой участок с использованием одноцепных линий объединяет с1 по 5 потребители. Для этого варианта:

а,

Рисунок 1.9 – Вариант 6. Смешанная схема

Из приведенных расчетов для шести конкурентоспособных вариантов следует, что минимальные показатели и из рассмотренных вариантов радиально-магистральных схем однозначно имеет вариант 2, а из смешанных схем приблизительно равные минимальные показатели имеют варианты 3 и 4.

Для выбора лучшего варианта из 3 и 4 проведем для них обоих расчет эквивалентной длины, имея в виду, что один выключатель эквивалентен пяти километрам одноцепной линии, по выражению:

, (1.23)

Для варианта2, для варианта3, а для варианта 4.

Как видно из значений все варианты имеют практически равнозначные значения, поэтому для дальнейшего рассмотрения выбираем варианты 2, 3 и 4, выбор наиболее экономичного варианта произведем по данным технико-экономического расчета.

Дата добавления: 2017-01-14