Яковенко Данил Вадимович

Режим максимальных нагрузок оценивается по наибольшему значению Р группового графика нагрузки, которое обозначим как РМ и назовем его совмещенным максимумом. Для момента наступления этого значения выберем величины активных мощностей из табл. 1.2 и занесем их в табл. 1.3. Суммарный максимум QМ реактивной мощности может наступать в момент времени, отличный от момента наступления РМ.

Однако полная максимальная мощность SМ будет наблюдаться одномоментно с РМ. Поэтому значения реактивных нагрузок узлов выпишем для того же момента времени, а соответствующую ему суммарную реактивную мощность будем обозначать как .

Аналогично поступим с определением параметров минимального режима, для которого введем обозначения минимальных суммарных нагрузок Рм и Qм. Соответствующие моменту наступления суммарного минимума активные и реактивные нагрузки узлов выпишем в табл. 1.3.

Для управления максимумом нагрузки энергосистема ввела понятие наибольших нагрузок в энергосистеме. Эти нагрузки в системе приходятся на утренние часы с 9-ти до 11-ти (утренний максимум) и вечерние с 17-ти до 21-го часа (вечерний максимум).

Таблица 1.3 – Параметры режимов узлов нагрузки

Значения потребления активной и реактивной энергии позволяют найти важнейшие характеристики – средние значения нагрузок, суточные и годовые: – среднесуточное зимнее значение

Рс.з = Wсут.з /24, Рс.з = Qсут.з /24; – среднесуточное летнее значение

Рс.л = 0,6*Wсут.з /24, Qс.л = 0,6*Wсут.з /24; – среднегодовое значение

Рс = Wг /8760, Qс = Vг /8760.

Таблица 1.4 - Характеристики режимов групповых графиков нагрузки

Рассчитаем Wг, Vг – годовое потребление активной и реактивной мощности. Для условий Донбасса количество зимних суток принимается равным 213, а летних – 152. Таким образом, годовое потребление электроэнергии составляет

Wг = 213Wсут.з + 152Wсут.л = Wсут.з(213 + 0,6*152);

Vг = Vсут.з(213 + 0,6*152);

Число часов использования максимумов активной ТМ и реактивной ТМр нагрузок

Число часов максимальных потерь

Коэффициенты участия в максимуме

– активной мощности

– реактивной мощности

1.3 Определение расчетных электрических нагрузок района

По данным табл. 1.3 суммарная активная нагрузка потребителей составляет Р ∑ = 102 МВт, реактивная Q ∑ = 57 Мвар. Полная мощность нагрузки определяется по формуле:

До выбора линий и трансформаторов потери мощности принимаются равными среднестатистическим значениям: в линиях 3% для активных потерь и 5% для реактивных потерь, в трансформаторах – 2% и 10% соответственно [2] от передаваемой кажущейся мощности

По данным табл. 1.2 (итоговая строка) величина максимума активной мощности приходится на 10 часов утра и составляет 100,5 МВт. Величина суммарной реактивной мощности на это же время составляет 53,94 Мвар.

Определение расчетной нагрузки при отсутствии графика выполняется при коэффициентах участия в максимуме 0,98 и 0,95 (приведены в п. 1.2):

Величина погрешности равна:

- по активной мощности

- по реактивной мощности

- по полной мощности

Погрешности всех величин должны быть меньше допустимой погрешности 10%.

1.4 Обоснование необходимости и выбор места сооружения узловой подстанции

Территориальное расположение подстанций зависит от категории, мощности и расположения потребителей электроэнергии. Подстанции необходимо размещать по возможности ближе к центрам сосредоточения нагрузок. Приближение подстанции к нагрузкам позволяет повысить экономичность и надежность электроснабжения потребителей по следующим причинам:

- сокращается протяженность сетей вторичного напряжения;

- уменьшаются потери электроэнергии и отклонение напряжения;

- уменьшаются зоны возможных аварий;

- облегчаются условия развития электрической системы за счет поэтапного сооружения подстанций.

При выборе места расположения подстанции необходимо учитывать условия окружающей среды, требуемую степень бесперебойности и динамику роста электрических нагрузок.

Сооружение узловой подстанции (УП) позволяет сократить протяженность электрической сети и, следовательно, уменьшить капитальные вложения.

Узловую подстанцию принято строить в центре электрических нагрузок (ТЦН)[1]. Координаты ТЦН X0 и Y0 рассчитываются по формулам:

в которых Х0, Y0 – координаты i-го узла нагрузки.

Далее требуется нанести координаты ТЦН на ситуационный план (рис.1.2).При этом стоит рассмотреть близость расположения ТЦН к какому либо из потребителей и оценить целесообразность сооружения узловой подстанции в таком узле нагрузки.

Решение о необходимости УП может быть получено на основе технико-экономического сравнения вариантов. Однако практика проектирования выработала критерий, в соответствие с которым УП целесообразно сооружать, если расстояние от источника питания (ИП) до теоретического центра нагрузок не менее чем в три раза превышает средневзвешенное расстояние от ТЦН до всех узлов нагрузки

Значение Lс.в. рассчитывается по формуле:

1.5 Выбор номинального напряжения в системе внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения предназначена для связи ИП с узловой подстанцией. Для обеспечения надежности и бесперебойности питания эта связь осуществляется по двум одноцепным линиям[4].

Номинальное напряжение сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели и технические характеристики. Ориентировочно его можно определить по эмпирическим формулам, устанавливающим зависимость номинального напряжения от передаваемой мощности на одну цепь Р (МВт) и расстояния L (км), на которую она передается. С этой целью воспользуемся формулой Стилла:

где L – расстояние от ИП до УП, выраженное в километрах.

С учетом масштаба и коэффициента непрямолинейности трасы расстояние между ИП и УП составляет L = 2,5·14,9·1,1 = 40.98 ? 41 км. Величина мощности в системе внешнего электроснабжения равняется расчетной нагрузке, т.е. 128,12 МВт (из пункта 1.3).

Величина напряжения в системе внешнего электроснабжения рассчитывается по формуле Стилла и составляет

В системе внешнего электроснабжения принимается номинальное напряжение 220 кВ.

1.6 Разработка вариантов системы внутреннего электроснабжения

Учитывая взаимное расположение потребителей относительно друг друга и узловой подстанции А, их можно разделить на 2 группы. В первую группу входят потребители Б и В, во вторую группу – потребители Д и Г.

Для каждой группы потребителей можно наметить три варианта электроснабжения: кольцевую схему, магистральную ЛЭП с ответвлением, выполненную по кратчайшему расстоянию и радиальные ЛЭП[10]. Варианты питания потребителей I группы приведены на рис. 1.3, варианты питания потребителей II группы приведены на рис. 1.4.

Реально расстояние между подстанциями рассчитаем по формуле:

Первый вариант - кольцевая сеть. Она выполняется одноцепными линиями электропередачи, имеет 4 выключателя и высокую надежность электроснабжения.

Второй вариант – магистральная ЛЭП с ответвлением выполняется на двухцепных опорах. Схема питания имеет два выключателя.

Третий вариант – радиальные линии. Все линии выполняются на двухцепных опорах, т.к. все потребители имеют II категорию надежности. Сеть имеет 4 выключателя.

Рисунок 1.3 – Варианты питания потребителей I группы: а) кольцевая схема; б) магистральная ЛЭП с ответвлением; в) радиальные ЛЭП

Рисунок 1.4 – Варианты питания потребителей II группы. а) кольцевая схема; б) магистральная ЛЭП с ответвлением; в) радиальные ЛЭП

Далее потребуется сделать такие этапы: - выбор по натуральным показателям вариантов питания потребителей для дальнейшего технико-экономического сравнения, с целью минимизации объема вычислений[6]. Это можно сделать с использованием натуральных показателей. Натуральными показателями являются суммарная длина линий электропередачи и количество ячеек с выключателями.

- предварительный расчет потокораспределения в выбранных схемах сети.

Для выбора сечения необходимо определить значения мощностей в нормальном режиме[7].

Для разомкнутой схемы питания (вариант б) распределение мощности находится по I закону Кирхгофа при движении от конечных точек к центру питания (УП).

В кольцевой сети принимается допущение о ее однородности. Поэтому расчеты распределения мощности выполняются по длине ЛЭП. Сначала определяются мощности головных участков по формулам[8]:

Правильность расчета подтверждается проверкой баланса мощностей:

На остальных участках сети потоки мощности находятся по I закону Кирхгофа, составленному для узлов подключения нагрузок.

В результате расчетов определяется точка раздела мощности.

- Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов

Значение величины номинального напряжения сети рассчитывается по формуле Стилла.

Расчет выполняется по мощности и длине головного участка каждого варианта электроснабжения. В замкнутой сети расчет выполняется для обоих головных участков. Расчетные значения напряжения округляются до ближайшего номинального значения.

- Проверка принятых марок проводов Выбранные провода должны удовлетворять[2]:

- условиям отсутствия потерь мощности на корону;

- механической прочности;

- допустимому нагреву в послеаварийном режиме;

- допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме.

Проверка по условию отсутствия потерь на корону выполняется в сети упрощенно – с учетом минимальных сечений допустимых к использованию по ПУЭ[3]. Таким сечением при напряжении 110 кВ является сечение 70 мм2 (марка АС-70/11), а в сети 220 кВ – 240 мм2 (марка АС-240/32). Так как приняты марки проводов с большим сечением, то они удовлетворяют условию отсутствия короны.

- Проверка сети по потерям напряжения

По потере напряжения проверяется не провод, а сеть от УП до каждой конечной точки. Эта проверка представляет собой оценку обеспечения качества электроэнергии на зажимах потребителей с точки зрения ГОСТ 32144-2013.

Требования стандарта будут выполняться при условии:

Потеря напряжения на каждом участке сети определяется как продольная составляющая падения напряжения:

- Выбор трансформаторов и компенсирующих устройств ПС

Для обеспечения минимально необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категории установка двух одинаковых трансформаторов (nт = 2) является наиболее целесообразным решением[9]. При выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе должен взять на себя всю нагрузку ПС. Требуемая мощность трансформатора Sтреб выбирается таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора обеспечить питание потребителей 1-й и 2-й категории:

Для выбранных трансформаторов рассчитываются коэффициенты загрузки:

– в нормальном режиме:

– в послеаварийном режиме:

В нормальном режиме значение Kз не должно выходить за пределы экономически целесообразных величин:

а в аварийном режиме величина Kз.ав не должна превышать технически допустимое значение. На стадии проектирования можно принять, что

- Сравнение вариантов по экономическим показателям

Капитальные вложения включают в себя затраты на линии электропередачи Кл и оборудование Коб:

Расчет капитальных вложений в ЛЭП производится по формуле:

Ежегодные издержки эксплуатации на линии и оборудование ПС включают в себя амортизационные отчисления Иа, предназначенные для полной замены (реновации) основных фондов после их износа, и расходы на обслуживание сети Иобсл (текущий ремонт, зарплату персоналу, общественные расходы).

Постоянные издержки вычисляются по формуле:

Амортизационные отчисления и затраты на обслуживание могут быть приближенно оценены пропорционально стоимости основных фондов (капитальных вложений) по средним нормам затрат на амортизацию и обслуживание:

Переменные издержки – это стоимость потерянной электроэнергии, вычисляемая по среднему действующему тарифу bc=4,22 т.руб/МВт·ч (с учетом НДС) на электроэнергию:

Величина потерянной электроэнергии W складывается из потерь электроэнергии в ЛЭП Δ Wл и в трансформаторах Δ Wтр. Потери трансформаторов в нашем случае не включаются в расчет.

Потери электроэнергии в ЛЭП вычисляются по формуле:

Потери мощности на участке сети вычисляются по формуле:

- Составление итоговой конфигурации сети и принципиальной схемы

Рисунок 1.16 – Пример конфигурации электрической сети

Рисунок 1.17 – Пример принципиальной схемы сети

ВЫВОДЫ

По результату выполнения данной работы будет получен расчет электрических нагрузок предприятия и определен центр электрических нагрузок. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения требется произведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия. После этого производится выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности предприятия, проводится расчет релейной защиты силового трансформатора ГПП, выполняется расчет защитного заземления и молниезащиты ОРУ ГПП. В результате будет разработана система электроснабжения, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения.

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК