42996

Расчет подстанции (п/ст) «Симахинская»

Курсовая

Энергетика

Питание данной подстанции осуществляется воздушной линией электропередач 110 кВ от подстанции Таежная. Описание существующей схемы электрических соединений подстанции Схема электрических соединений подстанции рис. Главными признаками определяющими тип подстанции являются её местоположение назначение и роль в энергосистеме число и мощность установленных трансформаторов их тип и высшее напряжение. Все подстанции можно разбить на три основные категории [78]: – по упрощенным схемам как правило без выключателей на стороне высокого...

Русский

2013-11-03

1.85 MB

15 чел.

  1.  ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Географическое расположение

Подстанция (п/ст) «Симахинская» находится в 11 микрорайоне города Усть-Илимска. Питание данной подстанции осуществляется воздушной линией электропередач 110 кВ от подстанции «Таежная». Длина данной воздушной линии составляет 2,85 км, марка данного провода АС-185, марка грозозащитного троса ТК-50. Питание идет от двух источников по радиальной схеме на сборные шины 110 кВ.

1.2. Описание существующей схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции (рис. 1.1) должна обеспечивать надежное  электроснабжение присоединенных потребителей и надежный транзит мощности через подстанцию в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах. Главными признаками, определяющими тип подстанции, являются её местоположение, назначение и роль в энергосистеме, число и мощность установленных трансформаторов, их тип и высшее напряжение.

Все подстанции можно разбить на три основные категории [7,8]:

– по упрощенным схемам, как правило, без выключателей на стороне  высокого напряжения (ВН);  

– проходные (транзитные) с малым числом воздушных линий (ВЛ) и выключателей на стороне ВН;

 – узловые  (мощные коммутационные узлы системы).

По своему назначению подстанции следует разделять на три группы:

– потребительские – для электроснабжения потребителей, территориально  примыкающих к подстанции;

 –  сетевые  –  для электроснабжения небольших районов;

 – системные – для отбора мощности и осуществления управления перетоками мощности в энергосистеме.

Подстанции I категории – исключительно потребительские. Подстанции II категории – преимущественно сетевые, как правило, со смешанными функциями, где наряду с транзитом относительно небольшой мощности на ВН имеются значительные нагрузки: местная на низком напряжении (НН) и районная на среднем напряжении (СН). Подстанции III категории – во всех случаях мощные системные, со значительным перетоком мощности по магистральным сетям ВН, а также в сеть СН.  

По видам устанавливаемой коммутационной аппаратуры на стороне ВН подстанции можно разбить на три группы:

– без выключателей;

– с выключателями;

– с применением коммутационной аппаратуры в различных сочетаниях (выключатели, разъединители, включённые в цикл автоматики).

Главная схема электрических соединений должна обладать высокой эксплуатационной надёжностью.

Применительно к подстанции I категории по упрощенным схемам требования, предъявляемые к надёжности схемы, могут быть относительно снижены, однако построение схемы подстанции и прилегающей сети должно обеспечивать нормальное электроснабжение потребителей при повреждении на любом участке ВЛ.

В общем виде показателями надёжности схем подстанции являются: среднее число (частота) отключений сборных шин, отдельных секций и присоединений (ВЛ, трансформаторов) и разрыв транзита, а также средняя длительность восстановления нормального электроснабжения и транзита мощности.  

К числу основных сравниваемых показателей, определяющих уровень надёжности главной схемы распределительного устройства (РУ) и позволяющих с этой точки зрения произвести выбор её, относятся:

  1.  возможность аварийного отключения РУ (всего или части его);
  2.  средняя частота отключений (поток отказов) 50% присоединений (при одной или двух системах шин);
  3.  средняя частота отключений ВЛ и трансформаторов;
  4.  средняя частота разрыва транзита (для подстанций II и III категорий;
  5.  возможность отключения одной или более ВЛ при отказе линейного выключателя повреждённой ВЛ (для подстанций III категории);
  6.  средняя частота отключения двух ВЛ при совпадении отказа линейного выключателя повреждённой ВЛ и ревизии выключателя действующей ВЛ;
  7.  средняя длительность восстановления нормального электроснабжения и транзита мощности.

Для повышения надёжности схем электрических соединений необходимо стремиться к упрощению структуры схемы, то есть уменьшению числа элементов, связей и аппаратов, главным образом выключателей, отказы которых являются основной причиной снижения надёжности схемы; к созданию схем с ограниченным последствием отказов, то есть локализацией аварий в пределах повреждённого элемента схемы.

Надёжность схемы в целом будет определяться кроме частоты отказов оборудования также и временем, необходимым для восстановления нормального режима работы, то есть временем аварийного ремонта или замены повреждённого оборудования, выключателя или его модуля.

Необходимо отметить, что согласно структурной схеме п/ст «Симахинская» относится ко второй основной категории, т.е. является проходной. По своему назначению данная п/ст относится к потребительской группе. По виду установленной на п/ст «Симахинская» коммутационной аппаратуры (КА) на стороне ВН, она относится к группе с применением КА в различных сочетаниях (выключатели, разъединители).    

К шинам 110 кВ подключены два силовых трансформатора с расщепленной обмоткой типа ТРДН-25000/110 (табл. 1.1).

Таблица 1.1

Паспортные данные силового трансформатора

Тип

Sном.,

МВА

Uном.обм., кВ

Uк, %

Pкз, кВт

Pх, кВт

Iх, %

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТРДН-25000/110

25

115

-

10,5

-

10,5

10,5

120

25

0,65

Так же из силового оборудования на схеме имеются: разъединитель РНДЗ-2-110-1000ХЛ1 с типом привода ПРН-220 ЛП ХЛ1, разъединитель РНДЗ-1б-110-1000ХЛ1 с типом привода ПРН-220 ЛП ХЛ1, разъединитель РВП-10, выключатель МКП-110М-1000-20 с типом привода ШПЭ-33, выключатель ВМП-10К-630-20, разрядники РВС-110М, РВС-35, РВС-15, трансформаторы напряжения НТМИ-10, НКФ-110,трансформаторы тока встроенные в выключатели ТВ-110/20 600/5, трансформаторы тока ТВЛМ-10, трансформаторы собственных нужд ТМ-250/10/0,4, ТМ-160/10/0,4.

После трансформации питание идет на сборные шины 10 кВ. Потребителями данной подстанции являются различные трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные пункты (РП). Питание РП и ТП осуществляется как кабельными, так воздушными линиями 10 кВ.

1.3. Климатическая характеристика района расположения подстанции «Симахинская».

Климат района резкоконтинентальный с большими колебаниями температур, как по сезонам, так и в течение суток. В январе устанавливаются самые холодные дни, среднемесячная температура января составляет –24,5С. Максимальный прогрев воздуха до 37С.

Осадки в течение года распределяются неравномерно. Основное количество осадков приходится на тёплый период года: 75-80% годовой суммы. В год выпадает до 470 мм осадков. Среднее число дней с грозами 16-18. Средняя продолжительность гроз 20-30 часов.

Основной вид гололёдообразования – изморозь. Толщина стенки гололеда для высоты 10м над поверхностью земли: для III района – 20 мм.

Преобладающее направление ветра – западное. Среднегодовая скорость ветра 2-2,5 м/с. Максимальная скорость ветра: для III района – 32 м/с. Нормальное ветровое давление на высоте 10м над поверхностью земли: 650 Па.

Средняя высота снежного покрова составляет 0,5 метра. На защищённых от ветра участках высота снежного покрова может достигать 1-1,5 м. Снеговая нагрузка может достигать 100 кг/м2. Глубина промерзания грунта – 285 см.

По воздействию на металлические конструкции агрессивность среды слабая.

Выводы к главе 1

  1.  Подстанция «Симахинская» находится в черте города и является проходной, т.к. малое число ВЛ и выключателей со стороны ВН, относится к потребительской группе. Питание данная п/ст получает от тяговой п/ст «Таежная». Высшее напряжение п/ст «Симахинская» Uн=110 кВ.
  2.  Потребителями данной подстанции являются различные РП и ТП.

3.  Климат района резкоконтинентальный с большими колебаниями температур, как по сезонам, так и в течение суток.       

2. Расчет электрических нагрузок подстанции «СИМАХИНСКАЯ»

2.1. Методы определения электрических нагрузок

Существуют следующие методы определения электрических нагрузок:

  1.  Метод коэффициента спроса [5,6]

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность группы приемников и коэффициент спроса данной группы, определяемые по справочным материалам. Расчетную нагрузку определяют по формулам:

                                                                          (2.1)

где  Кс – коэффициент спроса данной характерной группы приемников,  Ру – суммарная установленная мощность всех приемников цеха, принимаемая по исходным данным).

Тогда расчетная реактивная нагрузка определится как

                                                     ,                                              (2.2)                                                                    

где  tg – соответствует характерному для данной группы приемников коэффициенту мощности Cos)

Определение расчетной силовой нагрузки по методу коэффициента спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуется для предварительных расчетов, когда требуется определить расчетную максимальную нагрузку на стадии проектного задания.

  1.  Статистический метод расчета нагрузок [5,6]

По этому методу расчетную нагрузку группы потребителей определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой Pср.Т и средквадратическим отклонением σср.Т из уравнения:

                              (2.3)

где β – принятая кратность меры рассеяния, а индекс Т указывает на отношение величины к длительности интервала осреднения нагрузки.

Статистический метод позволяет определять расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью её появления. Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам приемников электроэнергии напряжением до 1 кВ.

  1.  Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы [5,6]

В основе этого метода лежит равенство расчетной и среднеквадратической нагрузок. Для групп приемников с повторно-кратковременным режимом работы принятое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо также для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствуют мощные приемники, способные изменить равномерный график нагрузок.

Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффициента формы Кф находятся в пределах 1-1,2. При проектировании коэффициент формы принимают по экспериментальным данным, полученным для действующих предприятий с аналогичной технологией. Расчетную нагрузку группы определяют из выражений:

                 (2.4)

               (2.5)

где Qср.м = Pср.м∙tgφ,

      Pср.м , Qср.м – средние активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену, определяемые любым способом расчета нагрузок.

  1.  Метод упорядоченных диаграмм [5,6].

По этому методу расчетную активную нагрузку приемников электроэнергии на всех ступенях питающих и распределительных сетей, включая трансформаторы и преобразователи, определяют по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:

   (2.6)

где  Ки.а – коэффициент использования данной группы приемников.

Значение коэффициента максимума зависит от коэффициента использования Ки.а данной группы приемников и эффективного числа приемников nэф.. Эффективное число приемников группы различных по номинальной мощности и режиму работы приемников – есть число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обусловливает ту же расчетную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Коэффициент максимума определяется по кривым или таблице, приведенным в справочных материалах.

2.2. Расчет электрических нагрузок подстанции «Симахинская»

Расчет электрических нагрузок подстанции целесообразно произвести по установленной мощности и коэффициенту спроса. Величины Pр и Qр определяются по коэффициенту спроса Кс и коэффициенту мощности cosφ, принимаемым для данной характерной группы электроприемников или отрасли. При указанном методе расчета величина Кс принимается постоянной, вне зависимости от числа и мощности отдельных электроприемников (Приложение 2).

Расчетная активная нагрузка определяется по формуле (2.1):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле (2.2):

МВар

Полная расчетная нагрузка:

МВА

Аналогично производим расчет для остальных СШ.

Потери мощности в силовом трансформаторе подстанции составят:

;                                              (2.7)

,                                               (2.8)

где SрΣ – полная расчетная мощность нагрузки подстанции, рассчитываемая по формуле:

                                                                                               (2.9)

Произведем расчет нагрузок, данные которых указаны в приложении 1:

Для сборной шины 1 (СШ 1):

К СШ1 подключены следующие потребители под условными обозначениями: ТП-11-13-1; КЛ-2-1; РП-5-1; ВЛ-10-112; РП-2-2; ВЛ-10-108; РП-14-1 (см. рис.1.2). Установленная мощность данной шины составляет 4,01 МВт.

Потери в трансформаторе подстанции по формулам (2.7),(2.8):

Для Т4:

МВт

МВар

Для Т3:

МВт

МВар

Результаты расчета электрических нагрузок сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Расчет нагрузок подстанции «Симахинская*»

Наименование

потребителей

Ру,

МВт

Кс

Рр,

МВт

Qр,

МВар

Sр,

МВА

СШ1

(Т4)

ТП-11-13-1; КЛ-2-1; РП-5-1; ВЛ-10-112; РП-2-2; ВЛ-10-108; РП-14-1

4,58

0.7

0.8/0.75

3,21

2,40

4,01

СШ2

(Т3)

ТСН1; РП-14-2; ТП-11-5; РП-5-2; ВЛ-10-128; КЛ-2-2; ТП-11-13-2; РП-1-2

5,43

0.7

0.8/0.75

3,8

2,9

4,78

СШ3

(Т4)

ТСН2; ВЛ-10-107; ТП-11-18-2; ТП-16-02-1; ВЛ-10-115; РП-1-1

3,45

0.7

0,8/0.75

2,42

1,81

3,02

СШ4

(Т3)

ВЛ-10-137; ТП-11-18-1; ТП-16-02-2; РП-2-1; ТП-16-08; ВЛ-10-125

4,14

0.7

0.8/0.75

2,898

2,17

3,62

Итого по Т4

-

-

-

5,63

4,21

7,03

Итого по Т3

6,698

5,07

8,4

Потери в трансформаторе Т4:

-

-

-

0,14

0,7

-

Потери в трансформаторе Т3:

0,17

0,84

-

Всего по подстанции (для Т4):

-

-

-

5,77

4,91

7,58

Всего по подстанции (для Т3):

6,87

5,91

9,06

Примечание: нагрузка приведена с учетом выполнения компенсации реактивной мощности.

2.3. Исследование загрузки силового трансформатора

Выбирая трансформаторы связи с системой, необходимо учитывать требования надежности станции с системой электроснабжения потребителей. Трансформаторы связи должны обеспечивать надежную работу станции, как в нормальном режиме, так и в режимах отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта или в аварийном.

Определяем коэффициент загрузки установленных на подстанции «Симахинская» трансформаторов:

                                                     ,                                          (2.8)           

где КЗ – коэффициент загрузки трансформатора;

Sнагр – мощность нагрузки трансформаторов, кВА;

Sном – номинальная мощность автотрансформаторов, кВА;

n – число работающих на подстанции трансформаторов.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

Для Т4:

Для Т3:

Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме:

Для Т4:

Кз=0,15·1,4=0,21

Для Т3:

Кз=0,18·1,4=0,25

Анализируя результаты расчёта нагрузок, можно сделать вывод, что трансформаторы, установленные на подстанции, не перегружены.

Выводы к главе 2

  1.  Проведённые расчёты показали, что полная расчетная нагрузка трансформаторов на подстанции составляет: для Т4 S=7,58 МВА, для Т3 S=9,06 МВА.
  2.  Исследования загрузки установленных на подстанции силовых трансформаторов показало, что коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме составляет: для Т4 Кз=0,15, для Т3 Кз=0,18, а аварийном режиме: для Т4 Кз=0,21, для Т3 Кз=0,25.  
  3.  Выполненные в главе расчёты и исследования позволяют сделать заключение, что трансформаторы, установленные в настоящее время на подстанции  «Симахинская», соответствует проходящей через них нагрузке.

3. исследование силовой схемы подстанции «СИМАХИНСКАЯ»

3.1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций должен быть технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной потребляемой нагрузки с шин подстанции в нормальном режиме работы. В послеаварийном режиме  (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения загрузки трансформатора может быть отключена.

Учитывая категорию потребителей по бесперебойности электроснабжения на подстанции «Симахинская» должно быть установлено два трансформатора. Поэтому с целью повышения эксплуатационной надёжности схемы электроснабжения, необходимо рассмотреть возможность установки двух трансформаторов, что даст возможность  резервирования  при  выходе  оборудования  из  строя, а так же возможность поочерёдного вывода трансформаторов в ремонт без перерыва в электроснабжении и дальнейшего расширения количества потребителей электроэнергии.

Определим  расчётную  мощность трансформаторов  для  подстанции «Симахинская» при  наличии  на  ней  двух двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой:  

,

где – расчетная мощность;

N – количество трансформаторов;

– коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме, принимаем Кав = 1,4.

МВА

МВА

В качестве второго варианта к рассмотрению принимаем установку двух двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой ТРДН-25000/110/10,5/10,5 .

В этом случае  коэффициенты загрузки трансформаторов:

в нормальном режиме:

в аварийном режиме:

В случае аварийного отключения одного трансформатора, согласно полученному коэффициенту загрузки второй может находиться в работе длительное время

3.2. Технико-экономическое сравнение вариантов

Для технико-экономического сравнения намечены два варианта главной схемы электрических соединений: вариант №1 – с одним двухобмоточным трансформатором с расщепленной обмоткой ТРДЦН-63000/110 и вариант №2 – с двумя двухобмоточными трансформаторами с расщепленной обмоткой ТРДН-25000/110. Сравнение обоих вариантов будим проводить только по стороне 110 кВ.

При сравнении двух вариантов, выбор наиболее экономичного варианта осуществляют по методу приведенных затрат. Критерием эффективности в данном случае являются наименьшие затраты труда на производство продукции, определяемые с учетом приведения единовременных затрат к текущим, с помощью коэффициента сравнительной эффективности. Для упрощения расчетов сравниваются только приведенные затраты каждой схемы, при этом ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается. Сравнение производится только по изменяемым частям схем. Предпочтение следует отдать варианту с минимальными приведенными затратами. По этому методу можно рассчитать приведенные затраты на год:      

                                                Зпрi = EнКii  min                                       (3.1)     

где Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений для энергетических объектов, принимается Ен = 0,12;

Кi  – капитальные вложения  i-го варианта;

Иi  – ежегодные эксплуатационные издержки  i-го варианта.

Расчет производим в ценах 1989 года.

Вариант №1:

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание:

                                                     ,                                             (3.2)

где α – отчисления на амортизацию и обслуживание, принимаем α = 8%

тыс.руб.

По формуле (3.1) определяем приведенные затраты:

тыс.руб.

Вариант №2:

Определим стоимость трансформаторов с вычетом амортизационных отчислений за время службы имеющегося трансформатора:

                                     ,                     (3.3)               

где СΣТ – полная стоимость трансформаторов, СΣТ = 2∙65,5 =131 тыс.руб.;

Аn – амортизационные отчисления за время службы трансформатора.

                                                 ,                                       (3.4)

где СТ – стоимость трансформатора;

kа.т. – коэффициент амортизационных отчислений на трансформаторы;

n – время службы трансформатора, год.

тыс.руб.

тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание:

тыс.руб.

Приведенные затраты:

тыс.руб.

Расчет сводим в таблицу 3.1. 

Таблица 3.1

Технико-экономические показатели вариантов сети

Наименование оборудования

Вариант 1

Вариант 2

Кол-во

Сумма, тыс.руб.

Кол-во

Сумма, тыс.руб.

1

2

3

4

5

Трансформатор

1

100

2

81,5

ОРУ-110

Выключатель

1

6,9

3

20,7

Окончание таблицы 3.1

1

2

3

4

5

Разъединитель

11

2,365

26

5,59

Разрядник

2

0,798

4

1,596

Трансформатор тока

2

0,240

6

0,72

Трансформатор напряжения

1

0,850

2

1,7

ОРУ-10

Выключатель

32

19,68

34

20,91

Разъединитель

37

1,332

39

1,404

Разрядник

4

0,016

4

0,016

Трансформатор тока

32

1,824

34

1,938

Трансформатор напряжения

4

0,58

4

0,58

ТСН-1

1

0,790

1

0,790

ТСН-2

1

0,550

1

0,550

Итого капитальные

вложения, К

135,925

137,994

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание, И

10,874

11,139

Приведенные затраты, З:

27,185

27,598

Приведенные затраты обоих вариантов получились примерно одинаковыми, следовательно, для дальнейшего рассмотрения, по техническим соображениям принимаем вариант с двумя трансформаторами ТРДН-25000/110/10,5/10,5 кВ.

Выводы к главе 3

1. Расчет показал, что установленные на подстанции «Симахинская» два двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой марки ТРДН-25000/110 полностью подходят для дальнейшей работы на данной подстанции.

2. По результатам технико-экономического сравнения была выбрана схема с двумя трансформаторами ТРДН-25000/110/10,5/10,5 кВ.

4. Выбор и проверка основного оборудования

4.1. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) является важнейшим этапом проектирования любого электротехнического сооружения, так как на основании его результатов производится проверка выбранного оборудования, токоведущих частей электроустановки и расчет уставок релейных защит.

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения, является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением  в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

В трёхфазной сети различают следующие виды КЗ: трёхфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыкания на землю.

Для проверки оборудования на действие токов КЗ, точки КЗ следует намечать таким образом, чтобы через оборудование протекал максимально возможный ток КЗ. Расчётным видом КЗ для выбора и проверки параметров электрооборудования обычно считают трёхфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ [3,5,6].

Расчёт токов КЗ с учётом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

  1.  не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;
  2.  трёхфазная сеть принимается симметричной;
  3.  не учитываются токи нагрузки;
  4.  не учитываются ёмкости, и, следовательно, ёмкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
  5.  не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети;
  6.  не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
  7.  все электроприемники присоединённые к сборным шинам электростанции или подстанции, за исключением крупных электродвигателей, подключенных непосредственно в месте КЗ или на небольшом электрическом удалении от него, учитываются в виде одной обобщенной нагрузки с определенными параметрами.

Расчёт токов КЗ выполняют в именованных или относительных единицах. Если расчёт выполняют в именованных единицах, то для определения тока КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ. При расчёте в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000 МВА. В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (Uср = 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ).  Сопротивления элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям (расчёт приводится ниже) в соответствии с формулами 4.1-4.4.

Для расчёта токов КЗ составляется схема замещения, которая представляет собой электрическую схему, в которой все магнитные связи заменяются электрическими и все элементы системы электроснабжения представляются сопротивлениями. При расчете тока КЗ в распределительных устройствах 35 кВ и выше электрические нагрузки не учитываются и в схему замещений их не вводят. В схему замещения входят источники питания со своими ЭДС и сопротивлениями, элементы связи – сопротивлениями. На схемах замещения  все сопротивления обозначаются порядковыми номерами. При определении параметров отдельных элементов схемы замещения удобно пользоваться системой относительных единиц. Это упрощает расчет, когда поочередно определяют ток при КЗ в разных точках схемы. При расчете тока КЗ для выбора аппаратов начальный ток находят упрощенно, полагая сверхпереходную ЭДС системы в относительных единицах равной Е = 1. Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рис.4.1.

Рис.4.1. Схема замещения электрической схемы подстанции «Симахинская» для  расчёта токов КЗ.

Максимально возможные токи КЗ имеют место при условии, что линия 110 кВ является рабочей.

Мощность питающей системы принимаем по максимальной отключающей способности выключателя на головном участке: Sсист. = 3983,7 МВА.

Выбираем базисные условия:

Uв = 115 кВ, Uн1 = 10,5 кВ, Uн2 = 10,5 кВ, Sб = 1000 МВА.

Тогда сопротивление системы xсист., приведенное к базисной мощности:

;

о.е.

Базисные токи, приведённые к высокой и низкой ступеням определяются по формуле:

,

где Uбаз.i – базисное напряжение;

Sб. – базисная мощность.

Определяем базисные токи, приведённые к высокой и низкой ступеням соответственно:

кА

кА

Для расчёта сопротивлений элементов схемы замещения в относительных единицах используются следующие выражения:

Сопротивление воздушной линии:

                                                                     (4.1)

где худ – удельное сопротивление линии таблица 2.1 [2], Ом/км;

l – длина линии, км;

Uб – базисное напряжение, кВ.

о.е.

Сопротивления обмоток трансформатора:

                                       (4.2)                       

                       (4.3)

                            (4.4)

где Х*В, Х*Н1, Х*Н2 – сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения  соответственно, о. е;

хК.В, хК.Н1, хК.Н2, 

Sном,т – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Рассчитаем сопротивление обмоток трансформатора ТРДН-25000/110:

,

,

.

о.е.,

о.е.,

о.е.

Расчёт токов короткого замыкания производится по формулам:

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

                                                        (4.5)

где Iк* – ток в месте КЗ, о.е.;

Iб – базисный ток ступени КЗ, кА;

Е* и х* – эквивалентная ЭДС и суммарное сопротивление схемы замещения при принятых базисных условиях, о.е.;

Sб – принятая базисная мощность, МВА;

Uбаз. – базисное напряжение ступени в точке КЗ, кВ.  

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наиболее возможное мгновенное значение тока КЗ, называемое ударным током и определяют:

                                                             (4.6)

где IПО – значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени;

Куд – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока КЗ.

Куд = 1,8,  Та =0,05, [3]

Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле:

                                               (4.7)

Произведём расчёт токов короткого замыкания для схемы на рис. 4.1.

Для точки К1:

Для расчёта КЗ в точке К1 необходимо определить сопротивление:

,

о.е.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

кА

Ударный ток:

кА

Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:

кА

Для точки К2:

;

.

Для точки К3:

кА

,

кА.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчета токов короткого замыкания

Токи КЗ

Расчетная точка КЗ

К1

К2

К3

IПО , кА

14,9

8,67

8,67

iуд , кА

37,93

22,07

22,07

iа , кА

2,85

1,66

1,66

По результатам расчета максимальный ток КЗ наблюдается в точке К1 и равен IПО1 = 14,9 кА, минимальный ток КЗ – в точке К2, IПО2 = 8,67, что обусловлено классами напряжения.

4.2 Проверка оборудования

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий [1,2,3,5]. При этом для всех аппаратов необходимо произвести:

  1.  выбор по напряжению;
  2.  выбор по нагреву при длительных токах;
  3.  проверку на электродинамическую стойкость (согласно ПУЭ, не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А включительно);
  4.  проверку на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями);
  5.  выбор по форме исполнения (для наружной или внутренней установки).

Выбор электрооборудования производится по следующим параметрам:  

  1.  Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается выключатель:

                                                   (4.8)

где Uном – номинальное напряжение аппарата, кВ.

  1.  Расчётный ток продолжительного режима цепи, в которой устанавливается выключатель (аппарат).

                                               (4.9)

где Iном – длительный номинальный ток аппарата, А;

Iрасч – расчётный ток, выбирается из наиболее неблагополучного эксплуатационного режима, А.

  1.  Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям:

                                            (4.10)

где IПР.С – предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), допустимый для рассматриваемого аппарата, кА;

IПО – расчётное значение периодической составляющей тока КЗ, кА.

                                            (4.11)

где iуд – ударный ток КЗ, кА;

iПР.С – номинальный ток электродинамической стойкости аппарата (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата), кА.

Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам, а следовательно, зная собственное время отключения выключателя (tС.В) находится :  

                                       (4.12)

где tз.min – минимальное время действия быстродействующей релейной защиты (принимается 0,02с).

Для момента времени определяется периодическая (Iп) и апериодическая (iа) составляющие тока КЗ.

  1.  Симметричная (периодическая) составляющая тока КЗ, соответствующая расчётному времени отключения КЗ, определяется:

                                      (4.13)

где Iоткл.ном – номинальный симметричный ток отключения выключателя, кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ, соответствующая времени до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя выбирается из условия:

                       (4.14)

где iа ном–номинальный апериодический ток отключения выключателя, кА;

ном – номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени .  

При а  допускается выполнение условия:

         (4.15)

  1.  Для проверки на термическую устойчивость используется выражение:

                                       (4.16)

где Вк – тепловой импульс короткого замыкания, характеризующий количество тепла, выделяющегося в аппарате и проводнике за время отключения.

Iпр.т – предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждения в течение предельного времени термической стойкости tт.

Величину теплового импульса можно определить как

                                   (4.17)

где tоткл. – время от начала КЗ до его отключения, tоткл=tз+tв=0,02+0,08=0,1с;

Та – постоянная времени затухания апериодического тока.

По условиям нормального режима проверка отходящих линий подстанции осуществляется по номинальному напряжению, по экономической плотности тока и нагреву длительным током в случае рабочего форсированного режима.

Сечение провода  гибких шин по экономической плотности тока jЭК проверяют по формуле:

,                                               (4.18)

где jЭК =1,1А/мм2 -экономическая плотность тока;

IРАСЧ – ток протекающий по линии данного сечения, А.

                                       (4.19)

Наименьшее сечение провода, допускаемое по условиям термической устойчивости, находят из выражения:

,                                           (4.20)

где  – коэффициент, выбранный по табл.2.7 [2] для алюминиевых проводников.

Пользуясь формулами 4.8 – 4.20, произведём проверку оборудования, установленного на подстанции. Проверку и выбор нагляднее производить в табличной форме.

4.2.1.Выбор и проверка электрооборудования ОРУ 110 кВ

Выбор высоковольтных выключателей.

В соответствии с ГОСТ 687-70 для выбора выключателей необходимо иметь следующие точки к.з.: начальный периодический ток Iпо; ударный ток iУД; расчётный ток Iрасч.

Расчётный ток трансформатора:

где n – число отходящих линий;

кА,

Апериодический ток:

кА

 Выключатели выбираем в табличной форме (табл. 4.2).

Таблица 4.2

Условия выбора выключателей

Расчётные величины

Каталожные данные

Выключателя типа МКП-110М-1000-20

Условия выбора

UУСТ = 110 кВ

UH = 110 B

IРАСЧ = 184 А

IHOM = 1000A

IП0 = 14,9кА

IДИН = 20 kA

IУД = 37,93 кА

iДИН = 52 кА

IП0 = 14,9 кА

IОТКЛ = 20 кА

кА

ВК = 33,3 кА2с

кА2с

 

По результатам условия выбора выключателей принимаем выключатель типа МКП-110М-1000-20. Так как данный выключатель снят с производства, его следует заменить на вакуумный выключатель марки ВБЭ-110.    

Выбор разъединителей.

Разъединители проверяют и выбирают по:

  1.  номинальному напряжению;
  2.  номинальному длительному току;
  3.  электродинамической стойкости.

Проверку сводим в таблицу 4.3

Таблица 4.3

Проверка разъединителя РНДЗ-2-110/1000-ХЛ1

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 110 кВ

Uн = 110 кВ

Iр.ф = 0,184 кА

Iдл.н = 1000 А

Iпо = 14,9 кА

Iпр.с = 31 кА

iуд = 37,93 кА

iпр.с = 80 кА

Вк = 33,3 кА2·с

Iтн = 31,5 кА;

tт = 4 с

= 3969 кА2·с

Существующий разъединитель проходит по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ. Аналогично проводим проверку для разъединителя марки  РНДЗ-1б-110-1000ХЛ1,данный разъединитель выбран верно.

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по:

  1.  номинальному напряжению;
  2.  номинальному току;
  3.  электродинамической стойкости;
  4.  термической стойкости;
  5.  нагрузке вторичных цепей.    

Расчет нагрузки вторичных цепей ТТ представлен в виде таблицы 4.4

 Таблица 4.4

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора

Тип прибора

Нагрузка трансформатора тока, ВА

Амперметр регистрирующий

Н-344

10

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И680М

2,5

Итого:

25

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока:

где Rн – номинальная нагрузка ТТ, Ом

Сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов:

где I2ном. = 5А – вторичный ток ТТ.

Допустимое сопротивление соединительных проводов:

,

где rвтор. = 1,6 Ом – номинальное вторичное сопротивление ТТ;

rконт. = 0,1 Ом – сопротивление контактов [2].

Минимальное сечение соединительных проводов:

где = 34,410-3 Оммм2/м – удельное сопротивление алюминия;

= 75 м – расчетная длина соединительных проводов для цепей распределительного устройства 110 кВ.

 

Для присоединения приборов принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением 6 мм2. Сечение проводов к трансформатору тока по условию механической прочности не должно быть меньше 2,5 мм2 для алюминиевых жил и больше 6 мм2. Величина выбранного сечения провода находится в данных пределах.

Таблица 4.5

Проверка трансформаторов тока ТВ-110-I-600/5

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 110 кВ

Uн = 110 кВ

Iр.ф = 0,184 кА

Iдл.н = 600 А

Sрасч.. = 25 ВА

S2ном = 40 ВА

Sрасч..Sприб.

Вк = 11,27 кА2·с

Iтн = 20 кА;

tт = 3 с

= 1200 кА2·с

Трансформаторы тока ТВ-110-I-600/5 проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ.

Выбор трансформатора напряжения

Проверку трансформатора напряжения НКФ-110 произведём с учетом того, что во вторичную цепь трансформатора напряжения подсоединены приборы, расчет потребляемой мощности которых представлен в таблице 4.7.

 Таблица 4.6

Проверка трансформатора напряжения НКФ-110

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 110 кВ

Uн = 110 кВ

Sрасч .= 50 ВА

Sном.2 = 400 ВА

Таблица 4.7

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование прибора

Тип прибора

Число приборов

Мощность одной катушки, ВА

Число катушек

cosφ

sinφ

Общая потребляемая мощность

P, Вт

Q, ВА

Вольтметр регистрирующий

Н-344

1

10

1

1

0

10

-

Ваттметр регистрирующий

Н-348

1

10

2

0

0

20

-

Датчик активной мощности

Е-829

1

10

-

1

0

10

-

Датчик реактивной мощности

Е-830

1

10

-

1

0

10

-

Итого:

50

-

 Трансформатор напряжения НКФ-110 проходит по условиям.

Сечение проводов к ТН – 1,5 мм2 по меди или 2,5 мм2 по алюминию. Принимаем для присоединения приборов контрольный кабель марки АКРВГ сечением 4 мм2.

Произведём проверку отходящих воздушных линий 110 кВ.

Провод марки АС-185/29

  1.  По экономической плотности тока:

FНОМ FРАС

Проверяем сечение провода по формуле (4.18):

  1.  По нагреву током Iн нормального режима:  

где Iдоп – допустимый ПУЭ ток для данного сечения, Iдоп = 390 А.

  1.  По нагреву током послеаварийного режима линия не проверяется по причине невозможности появления послеаварийного режима ввиду питания трансформатора подстанции по одной линии.
    1.  По условию механической прочности провод марки АС-185/29 проходит, так как по ПУЭ для ЛЭП выше 1 кВ могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм2, сталеалюминевые и стальные – не менее 25 мм2.
    2.  По условиям короны провод проходит, так как сечение лежит в заданном диапазоне от 70 мм2.
    3.  На термическую устойчивость к токам КЗ :

FНОМ FРАСЧ

где Gт = 88 А с-2/мм2 – температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева провода.

185 мм2  66 мм2

Провод марки АС-185/29 проходит по всем условиям.

4.2.2.Выбор и проверка электрооборудования ОРУ 10 кВ

                Выбор выключателя

Расчётный ток  на  шинах  подстанции   приближенно может быть принят:

кА

Тепловой импульс:

Выключатель ВМП-10К-630-20 проходит по условиям длительной работы при нормальном режиме, но связи с его устареванием нужно его заменить на вакуумный выключатель марки ВВ/TEL-10-12,5/1000 У2 (табл. 4.8).

Выбор разъединителя

Разъединители проверяют и выбирают по:

  1.  номинальному напряжению;
  2.  номинальному длительному току;
  3.  электродинамической стойкости.

Разъединитель РВП-10/1000 проходит по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ (табл. 4.9).

Таблица 4.8

Проверка выключателя ВМП-10К-630-20

Расчетные

величины

Паспортные данные

Условия выбора

1

2

3

Uуст = 10,5 кВ

Uн = 10,5 кВ

Окончание таблицы 4.8

1

2

3

Iр.ф = 0,498 кА

Iдл.н = 630 А

Iпо = 8,67 кА

Iпр.с = 20 кА

iуд = 22,07 кА

iпр.с = 52 кА

Iпо = 8,67кА

Iоткл.н = 20 кА

=13,9 кА

β = 0,36

= 38,47 кА

Вк = 11,27 кА2·с

Iтн = 20 кА;

tт = 8 с

= 3200 кА2·с

Таблица 4.9

Проверка разъединителей РВП-10/1000

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Iр.ф = 0,498 кА

Iдл.н = 1000 А

Iпо = 8,67 кА

Iпр.с = 31,5 кА

iуд = 22,07 кА

iпр.с = 81 кА

Вк = 11,27 кА2·с

Iтн = 31,5 кА;

tт = 4 с

= 3969 кА2·с

Выбор трансформаторов тока

Расчет нагрузки вторичных цепей ТТ представлен в виде таблицы 4.10.

Таблица 4.10

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора

Тип прибора

Нагрузка трансформатора тока, ВА

Амперметр регистрирующий

Н-344

10

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И680М

2,5

Итого:

25

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока:

где Rн – номинальная нагрузка ТТ, Ом

Сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов:

где I2ном. = 5А – вторичный ток ТТ.

Допустимое сопротивление соединительных проводов:

,

где rвтор. = 1,6 Ом – номинальное вторичное сопротивление ТТ;

rконт. = 0,1 Ом – сопротивление контактов [2].

Минимальное сечение соединительных проводов:

где = 34,410-3 Оммм2/м – удельное сопротивление алюминия;

= 40 м – расчетная длина соединительных проводов для цепей распределительного устройства 10 кВ.

 

Для присоединения приборов принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением 4 мм2. Сечение проводов к трансформатору тока по условию механической прочности не должно быть меньше 2,5 мм2 для алюминиевых жил и больше 6 мм2. Величина выбранного сечения провода находится в данных пределах.

 Таблица 4.11

Проверка трансформаторов тока ТВЛМ-10

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Iр.ф = 0,498 кА

Iдл.н = 1000 А

Sрасч.. = 25 ВА

S2ном = 40 ВА

Sрасч..Sприб.

Вк = 11,27 кА2·с

Iтн = 47,2 кА;

tт = 3 с

= 6683,5 кА2·с

Трансформаторы тока ТВЛМ-10 проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ.

Выбор трансформатора напряжения

Проверку трансформатора напряжения НТМИ-10 произведём с учетом того, что во вторичную цепь трансформатора напряжения подсоединены приборы, расчет потребляемой мощности которых представлен в таблице 4.13.

Необходимо отметить, что трансформаторы напряжения НАМИ обладают лучшими электротехническими и эксплуатационными характеристиками по сравнению с НТМИ [журнал]. На основании этого целесообразно на сегодняшний день установить трансформатор напряжения НАМИ-10/6/-95 УХЛ2.

Таблица 4.12

Проверка трансформатора напряжения НТМИ-10

Расчетные величины

Паспортные данные

Условия выбора

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Sрасч .= 50 ВА

Sном.2 = 150 ВА

Таблица 4.13

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование прибора

Тип прибора

Число приборов

Мощность одной катушки, ВА

Число катушек

cosφ

sinφ

Общая потребляемая мощность

P, Вт

Q, ВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вольтметр регистрирующий

Н-344

1

10

1

1

0

10

-

Ваттметр регистрирующий

Н-348

1

10

2

0

0

20

-

Датчик активной мощности

Е-829

1

10

-

1

0

10

-

 Окончание таблицы 4.13

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Датчик реактивной мощности

Е-830

1

10

-

1

0

  10

-

Итого:

50

-

Трансформатор напряжения НТМИ-10 проходит по условиям.

Сечение проводов к ТН – 1,5 мм2 по меди или 2,5 мм2 по алюминию. Принимаем для присоединения приборов контрольный кабель марки АКРВГ сечением 2,5 мм2.

 Проверка трансформатора собственных нужд

Потребители собственных нужд подстанции делятся на ответственные и неответственные. К первым относятся электроприемники системы охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов), системы охлаждения синхронных компенсаторов и смазки их подшипников, аварийное освещение, система пожаротушения, система подогрева выключателей и их приводов, электроприемники компрессорной, система связи и телемеханики.

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанции разделяются на постоянно включенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты); включаемые периодически в зависимости от температуры наружного воздуха, от изменения режима, при перерывах и так далее; включаемые во время ремонтов.

Постоянно включенные приемники 1-й группы: оперативные цепи, электродвигатели, аппаратура связи и телемеханики.

Периодически выключаемые приемники 2-ой группы: электродвигатели компрессоров, зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев аппаратуры и шкафов высокого напряжения; 3-й группы – вентиляция и технологическая нагрузка вспомогательного здания, мастерские.

Включаемые при ремонте приемники 1-й группы: электродвигатели насосов пожаротушения; 3-й группы – маслоочистительная установка, грузоподъемники.

На подстанциях напряжение сети собственных нужд принимается равным 380/220 кВ с заземленной нейтралью.

На подстанции «Симахинская» установлено два трансформатор собственных нужд, марок ТМ-250/10/0,4, ТМ-160/10/0,4.

Выводы к главе 4

1. По результатам расчета максимальный ток короткого замыкания наблюдается в точке К3 и равен IПО3 = 14,9 кА, минимальный ток КЗ – в точке К2, IПО2 = 8,67. Значения токов короткого замыкания лежат в допустимых пределах для данных классов напряжения. Также расчет токов бы произведен с помощью программы GTCURR (Приложение 1)

2. По результатам проверки все оборудование, установленное на подстанции, удовлетворяет условиям длительной работы при нормальном режиме и соответствует условиям стойкости к воздействию токов КЗ, выключатель марки ВМП-10К-630-20 следует заменить на вакуумный выключатель марки ВВ/TEL-10-12,5/1000 У2. Также предложено заменить масленый выключатель МКП-110М-1000-20, так как он снят с производства и устарел, на вакуумный марки ВБЭ-110; взамен трансформаторов напряжения марки НТМИ-10 следует установить антирезонансный трехфазный трансформатор напряжения НАМИ-10/6/-95 УХЛ2.

5.  ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ НА БАЗЕ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ

5.1. Прогнозирование электрической нагрузки в новых рыночных условиях

Формирование и дальнейшее совершенствование новых рыночных отношений в отечественной электроэнергетике, в значительной степени предопределяют необходимость максимально корректного решения задач прогнозирования электрической нагрузки, в особенности для энергопредприятий низшего уровня иерархии. Новые условия рынка электроэнергии «требуют» от его субъектов, в частности, от энергосбытовых организаций, получения максимально низких ошибок при решении этой задачи, в обслуживаемых ими электрических сетях. Более того, в связи с выходом на первый план проблемы тарифообразования, задача прогнозирования электрической нагрузки, на сегодняшний момент, становится вдвойне актуальной [16].

Прогнозирование электрической нагрузки занимает центральное место в задачах планирования и управления режимами. Технология управления электрическими режимами электрических сетей предусматривает получение прогнозных значений нагрузок узлов на глубину, необходимую для решения задач краткосрочного и оперативного управления. Так, при краткосрочном прогнозе обычно рассчитываются часовые значения нагрузки на ближайшие 1-5 суток. Оперативный прогноз, в свою очередь, разделяют на прогноз внутри суток (внутрисуточный) с длительностью интервала упреждения в пределах текущих суток и прогноз внутри часа (внутричасовой) – в диапазоне от 5 до 60 мин.

Долгосрочное прогнозирование электрической нагрузки производится во временных диапазонах месяц-квартал-год. В современных условиях месячное прогнозирование необходимо для обоснования технико-экономических показателей работы энергосбытовой компании (ЭСК) и её тарифной политики, а также для составления графиков ремонта основного оборудования.

С позиции субъектов розничного рынка электроэнергии (РРЭ) годовое прогнозирование необходимо при формировании тарифа на ЭЭ. Так, тарифы в планируемом периоде (например, на уровень 2008 г.) рассматриваются в текущем году  (2007 г.), когда имеются результаты расчётов потерь ЭЭ лишь за предыдущий 2006 г. Теоретически нормативные технологические потери в планируемом периоде могут быть получены по результатам  расчётов на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе работающего оборудования. Таким образом, необходимо годовое прогнозирование нагрузок каждого из узлов основной сети, каждого фидера 6-10 кВ и т.д.  

Известно, что на величину электрической нагрузки влияют такие факторы, как степень загрузки и характер структуры потребителей, производственная и бытовая активность населения, телевизионные программы, метеорологические факторы (скорость ветра, температура, естественная освещённость). Поэтому модель решения задачи прогнозирования нагрузки может быть представлена нелинейной функцией вида:

                                                                                       (5.1)

где - фактическая нагрузка системы в текущий момент времени t; - ретроспективные данные по нагрузке;  - ретроспективные данные по внешним факторам, влияющих на нагрузку; n- индекс ретроспективы данных;   - случайная составляющая, представляющая собой ненаблюдаемые  эффекты, влияющие на нагрузку.

Важность задачи прогнозирования электрической нагрузки определяется, прежде всего, возможным ущербом от ошибок прогноза, оказывающих существенное влияние на нормальную работу ЭСК. Выделяют следующее наиболее важные ущербы от ошибок прогноза электрической нагрузки:

  1.  Ущербы от ошибок прогноза при планировании режима электрических сетей.
  2.  Ущербы от ошибок прогноза при распределении нагрузки.

Необходимо подчеркнуть, что, в общей задаче прогнозирования, особую роль играет внутрисуточное (оперативное) прогнозирование нагрузки. Важность такого прогноза существенно возросла в связи с введением двухставочных тарифов при взаиморасчётах между субъектами федерального оптового рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). В этом случае даже при однократном превышении региональными АО-энерго заявленной мощности по договорам с субъектами рынка и в частности с РАО «ЕЭС России» на них распространяются штрафные санкции. Такой временной уровень прогнозирования нагрузки позволяет диспетчерскому персоналу осуществить оперативные изменения параметров режима с учётом инерционности основного оборудования ЭЭС.

Таким образом, эффективность работы любого энергопредприятия, в частности ЭСК, в немалой степени зависит от точности прогнозирования электрической нагрузки.

5.2. Обзор существующих методов прогнозирования и их практическая реализация в задачах электроэнергетики

Используемые в настоящее время методы и модели прогнозирования можно разделить на традиционные и модели, основанные на искусственном интеллекте [11-18]. Ниже приведён краткий обзор традиционных методов анализа и прогнозирования случайных процессов, изменяющихся во времени:

АРПСС1 (Авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего) [11]. Этот важный класс параметрических моделей, описывающий, в том числе и нестационарные ряды2, имеет большое практическое применение. Существуют различные проявления нестационарности. Тем не менее, можно выделить обширный класс, встречающихся в практических приложениях реализаций процессов со специфической однородной нестационарностью, в том числе и реализации режимных параметров и характеристик (РПХ) в электроэнергетике, которая удовлетворительно описывается стохастической моделью АРПСС. Как правило, в основе АРПСС реализована классическая методология Бокса и Дженкинса. Как показывают исследования, во многих случаях реальные процессы, происходящие в электроэнергетике хорошо описываются моделями типа АРПСС и её различными модификациями.

Модели  АРПСС  с  интервенцией3 – необходимость в использовании этой модели возникает тогда, когда с некоторого момента в силу  внешних  причин резко изменяется поведение изучаемой  реализации. Внешнее воздействие на реализацию может  быть  как  краткосрочным  (импульсным), так  и  длительным (устойчивым).

рис. 5.1. Фрагмент график часовых значений электрической нагрузки

за месяц

В период (момент) такого воздействия траектория исследуемой реализации резко меняется, но далее вновь достаточно точно описывается моделью АРПСС (рис. 5.1).

Экспоненциальное   сглаживание4   –   методы  экспоненциального сглаживания позволяют сгладить анализируемую реализацию, выделить из неё шум и прогнозировать будущие значения на основе тренда. Такая модель

позволяет учесть различные виды тренда и сезонность [13].

Сезонная декомпозиция5 - методы сезонной декомпозиции способны выделить в исследуемой реализации сезонную, циклическую и нерегулярную составляющие. Другими словами, такие модели позволяют разделить реализацию на составляющую тренда, сезонную переменную, которая меняется быстрее, чем тренд и периодична, и нерегулярную компоненту, которая быстро меняется и имеет ярко выраженный случайный характер [17].

Рис. 5.2. Суточные графики электрической нагрузки суммирующего узла «Осиновка-Гидростроитель» с ярко выраженной сезонностью

Для качественного долгосрочного прогноза наиболее важен учёт тренда, для среднесрочного – сезонной составляющей, для краткосрочного – нерегулярной  компоненты.  В свою  очередь, по  быстроте  изменения,  в  свою очередь, возможна дополнительная классификация периодичных компонент: сезонная  (например,  квартальная) циклическая (год)  и т.д.  Как правило, многие реализации в электроэнергетике имеют ярко выраженную сезонность (рис. 5.2)

Сезонная декомпозиция является частным случаем общей декомпозиции, когда реализация представляется в виде двух компонент, одна из которых легко прогнозируется, другая – трудно и имеет ярко выраженный нерегулярный характер. В практических исследованиях декомпозицию, как правило, комбинируют с другими методами.  

Рис. 5.3. Анализ Фурье стационарной реализации электропотребления

Анализ Фурье6 – позволяет провести спектральный анализ стационарных временных рядов. Спектральный анализ развивает классическую идею Фурье о представлении функций в виде линейной комбинации синусов и косинусов, что даёт возможность весьма эффективно определить скрытые периодичности в данных, используя это обстоятельство при прогнозировании (рис.5.3).

Необходимо отметить, что данный подход хорошо и эффективно работает  со  стационарными  реализациями  процессов. Если  же в исходных данных присутствует значительная нерегулярная компонента, то это существенно снижает эффективность анализа Фурье [12].

При анализе большинства моделей прогнозирования часто используют показатели автокорреляции и частной автокорреляции.

Рис. 5.4. Автокорреляционная функция

      

Эти функции позволяют выяснить следующее:

1. Насколько исследуемая реализация близка к стационарной.

2. Выявить основной критерий при идентификации вида реализации, т.е. при выборе прогнозной модели, которая позволяет корректно описать реализацию.

3. Оценить адекватность выбранной модели при помощи исследования «остатков» реализации, представляющих собой разности наблюдаемых значений и значений, предсказанных с помощью модели.

Рис.5.5. Частная автокорреляционная функция

Так, если тренд не ярко выражен и нет других особенностей изучаемой реализации, указывающих на её нестационарность, то следует рассмотреть автокорреляционную функцию. При отсутствии её затухания, можно говорить о нестационарности реализации.

Наличие резко выделяющихся значений на графике автокорреляционной  функции  «остатков», свидетельствует  о  неадекватности выбранной  модели. Кроме того, это может говорить и том, что исследуемая реализация плохо аппроксимируется классическими регрессионными моделями.

Расчёты в рамках моделей АРПСС были проведены в программном пакете STATISTICA, который является интегрированной системой статистического анализа и обработки данных в среде Windows [17].

В тех случаях, когда тренд анализируемых реализаций плохо аппроксимируется (рис. 5.6) и данные содержат значительную величину нерегулярной составляющей, рекомендуется применять методы искусственного интеллекта.

Рис.5.6. Суточная нагрузка транзита ВСЖД на участке Гидростроитель – Коршуниха

Методы искусственного интеллекта.  Важно отметить, что методы искусственного интеллекта (МИИ) не связаны с алгоритмическими вычислениями, и что особенно важно при сильно «зашумлённых» реализациях, не требуется построения математической модели процесса. При прогнозировании на базе МИИ зависимость вида (5.1) находится с помощью оригинальных «интеллектуальных» методик. Кроме того, перспективным представляется использование МИИ совместно с  традиционными  методами  прогнозирования [14,17].

Проведённые в последнее время практические исследования свидетельствуют о том, что наиболее эффективными структурами искусственного интеллекта в задаче прогнозирования реальных параметров в электроэнергетике являются искусственные нейронные сети (ИНС). Модели  ИНС  обладают  рядом достоинств,  которые  позволяют  их широко использовать в задачах прогнозирования, а именно:

  •  отсутствие необходимости построения математической модели анализируемого процесса;
  •  способность восстанавливать нелинейные функциональные зависимости между изучаемыми параметрами (характеристиками);
  •  эффективная работа в условиях неполноты исходной информации;
  •  возможность использования малых обучающих выборок, не позволяющих на базе классических методов получить статистически достоверные результаты;
  •  быстрый отклик обученной нейросети на поступление текущей информации.

Многие научные работы свидетельствуют о том, что достаточно точный прогноз РПХ можно получить с использованием ИНС типа многослойный персептрон (MLP)7, обученного по методу обратного распространения ошибки. MLP обладает оригинальными свойствами воспроизводить достаточно сложные зависимости, которые сопутствуют плохо формализуемым задачам.

Нейроны в этой сети организованы, как показано на рисунке 5.7, по слоям и взаимодействуют лишь с нейронами соседних – предыдущего и последующих, слоёв.

Первоначально выделяют слои входной, служащий для распределения входных сигналов между нейронами следующего слоя, и выходной, а также один или несколько  скрытых  слоёв,  расположенных между входным  и  выходным  слоями.  Входной  сигнал,  поступая  на  нейроны  первого  скрытого слоя, проходит  по  очереди все последующие и выделяется с выходов нейронов выходного слоя. По мере распространения сигнала по сети он претерпевает ряд преобразований, которые зависят от его начального значения, функции активации нейронов и величин весовых коэффициентов.

Разработка оригинального алгоритма обратного распространения ошибки для определения весов в многослойном персептроне сделали эти сети наиболее применимыми в задачах прогнозирования случайных процессов (к примеру, величины электрической нагрузки, потерь мощности, метеоданных и т.п.). Кроме этого, такие структуры широко используются в задачах распознавания, классификации, идентификации и т.д.

 

              входной слой                    скрытые слои                выходной слой

Рис. 5.7. Многослойная нейронная сеть прямого распространения

5.3. Прогнозирование электрической нагрузки в электрических сетях г. Братска на базе моделей АРПСС и ИНС

5.3.1. Авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего

Как показывают практические исследования, из традиционных методов прогнозирования наиболее эффективной является модель АРПСС. Принцип прогнозирования в рамках этой методики состоит в нахождении математической модели, которая корректно описывает исследуемый временной ряд. Для этого необходимо правильно выбрать параметры авторегрессии и скользящего среднего (p; q), а так же сезонные параметры (P; Q). На основании значений найденных параметров выбираем тип модели АРПСС.

Идентификация модели АРПСС осуществляется на основании анализа АКФ и ЧАКФ. Так же по виду АКФ можно оценить исследуемый временной ряд на стационарность. Кроме того по виду АКФ и ЧАКФ можно оценить адекватность выбранной модели при помощи исследования «остатков»временного ряда,  представляющих собой разности наблюдаемых значений и значений, предсказанных с помощью модели.

В данной работе было проведено суточное прогнозирование электрической нагрузки на подстанции (п/ст) Осиновка. На основании анализа АКФ и ЧАКФ (рис. 5.8) был определен тип модели АРПСС – АР(2), которой соответствуют  параметры авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего: p=2, q=0, а также сезонные параметры: P=0, Q=1. Данная модель была выбрана потому, что временной ряд близок к стационарному и не содержит нерегулярной составляющей.  

С помощью выбранной модели АРПСС были проведены суточные прогнозы электрической нагрузки на п/ст Осиновка за четверо суток (рис. 5.9). Из графика рисунка 5.9 видно, что прогноз, произведенный моделью АРПСС достаточно точен, и средняя ошибка прогнозирования лежит в пределах от 1,45 до 6,28% (табл. 5.1).       

Таблица 5.1

Прогнозирование электрической нагрузки моделью АРПСС

на подстанции Осиновка

Прогнозная

модель

Ошибка прогноза, %

09.02.08

10.02.08

11.02.08

12.02.08

АРПСС

3,35

6,28

1,45

2,36

                                                     а) АКФ

б) ЧАКФ

Рис. 5.8. Автокорреляционная и частная автокорреляционная функция для п/ст Осиновка.

Рис.5.9. Прогноз электрической нагрузки на п/ст Осиновка

Спрогнозируем электрическую нагрузку моделью АРПСС в случае, когда тренд анализируемых реализаций плохо аппроксимируется, например нагрузка на ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха  (рис. 5.10).

Таблица 5.2

Прогнозирование электрической нагрузки ВСЖД  моделью АРПСС

на участке Гидростроитель-Коршуниха

Прогнозная

модель

Ошибка прогноза, %

29.04.08

30.04.08

01.05.08

02.05.08

АРПСС

3,14

5,75

10,69

16,58

Анализируя полученные результаты, видим, что прогноз, выполненный данной моделью, имеет большую ошибку, порядка 15%. В данном случае математическая модель не приемлема.

     

Рис. 5.11. Прогноз электрической нагрузки  ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха методом АРПСС.

Анализируя полученные результаты, видим, что прогноз, выполненный данной моделью, имеет большую ошибку, порядка 15%. В данном случае математическая модель не приемлема, так как в новых рыночных условиях такие ошибки не допустимы, потому что ЭСК несет огромные финансовые убытки.       

5.3.2.Искусственные нейронные сети

Нейросетевой подход к решению задачи прогнозирования нагрузки имеет определённые преимущества по сравнению с традиционно используемыми регрессионными моделями, в частности, АРПСС, заключающиеся в возможности использования большого количества различных входных переменных (ретроспективных данных о нагрузке, температуре воздуха, времени суток, типе дня, долготе светового дня, количестве праздничных дней и др.). При этом функция зависимости выходных параметров модели от входных переменных может быть достаточно сложной и даже неизвестной. Какие модели обладают высоким быстродействием, робастностью (устойчивостью) и инвариантны к составу потребителей узла нагрузки.  

Необходимо также отметить, что оригинальные свойства ИНС позволяют выполнять так называемое системное прогнозирование, когда задача прогнозирования тесно связана с управлением. При сложившейся новой рыночной ситуации в отечественной электроэнергетике это становится особенно актуально. В этом случае энергопредприятие спрогнозировав развитие ситуации (к примеру, уровень потерь ЭЭ в обслуживаемом энергорайоне), стремится изменить свои действия, чтобы своевременно среагировать на изменение внешней среды, уменьшить ущерб или, напротив, увеличить возможную прибыль.

Процесс прогнозирования на базе ИНС заключается в том, чтобы обучить на ретроспективных данных нейросетевую модель. Для этого из таких данных формируется специальный задачник, в котором на каждое входное значение задано известное выходное значение исследуемого параметра. Ошибки обучения и тестирования нейросетевой модели определяют качество прогнозирования.  

 В работе выполнен прогноз на четверо суток для п/ст Осиновка и участка ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха на базе ИНС. Далее сравним расчеты, выполненные методами АРПСС и ИНС.

Осуществим прогноз электрической нагрузки на подстанции Осиновка нейросетевым подходом. При прогнозировании нагрузки структура ИНС имела следующую конфигурацию: 48 входных нейрона, 2 – скрытых, 48 выходных нейрона (рис.5.12).

Сравнительный анализ показал (табл. 5.3), что при наличии чёткой цикличности и низкой степени нестационарности (рис. 5.13) ряда можно использовать как модель АРПСС, так и модель ИНС.


Рис. 5.12. Структура ИНС типа
RBF для суточного прогнозирования электрической нагрузки на подстанции Осиновка

Таблица 5.3

Прогнозирование электрической нагрузки различными моделями

на подстанции Осиновка

Прогнозная

модель

Ошибка прогноза, %

09.02.08

10.02.08

11.02.08

12.02.08

ИНС

3,01

3,14

1,45

1,59

АРПСС

3,35

6,28

1,45

2,36

Нагрузка на участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха содержит значительную нерегулярную составляющую. При прогнозировании нагрузки на участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха структура ИНС имела следующую конфигурацию: 22 входных нейрона, 6 – скрытых, 24 выходных нейрона, примет вид (рис.5.14).

На основании полученных данных построим графики ошибок прогноза (рис.5.15).

Рис.5.13 Прогноз электрической нагрузки различными моделями

на подстанции Осиновка

 

Рис. 5.14. Структура ИНС типа RBF для суточного прогнозирования электрической нагрузки ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха

Рис. 5.15. Прогноз электрической нагрузки ВСЖД различными моделями на участке Гидростроитель-Коршуниха

Таблица 5.4

Прогнозирование электрической нагрузки ВСЖД различными моделями

на участке Гидростроитель-Коршуниха

Прогнозная

модель

Ошибка прогноза, %

29.04.08

30.04.08

01.05.08

02.05.08

ИНС

1,97

2,58

3,40

5,41

АРПСС

3,14

5,75

10,69

16,58

Из таблицы 5.4 видно, что там, где нагрузка содержит значительную не регулярную составляющую, предпочтительнее будет метод ИНС из-за меньшей ошибки прогноза, чем при АРПСС.

 

Выводы к главе 5

1. При формировании новой тарифной политики для ЭСК становиться крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов электропотребления в различных временных интервалах, что, по существу, требует создания специальных служб.

2. В главе проанализированы современные методы прогнозирования параметров режима и технологических характеристик, как традиционные (АРПСС, Фурье и т.д.), так и основанные на методах искусственного интеллекта (ИНС).  

3. Был осуществлен прогноз методами АРПСС и ИНС для п/ст Осиновки и  участка ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха. На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что модель АРПСС применима при «простых» реализациях нагрузки. Если же временной ряд электрической нагрузки содержит значительную нерегулярную составляющую, то предпочтительнее модель ИНС.

6.  ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОСБЫТОВОЙ КОМПАНИИ В НОВЫХ РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ

6.1 Реформа электроэнергетики и права потребителей

В последние время при обсуждении проблемы электроэнергетики на самом высоком уровне стели говорить о приоритете потребителя.  

В сентябре 2006 г. вышли в свет «Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (утверждены постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530), в которых сформулирована главная цель: “обеспечение устойчивого функционирования электроэнергетики, качественного и надежного снабжения потребителей электрической энергией”. В очередной раз провозглашены равноправие и взаимная выгода отношений потребителей и субъектов электроэнергетики [19].

В Правилах указаны субъекты розничных рынков: потребители электрической энергии; гарантирующие поставщики (ГП); энергоснабжающие организации; энергосбытовые организации; исполнители коммунальных услуг; сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства; производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке и тд.

Гарантирующий поставщик в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетики” должен быть в каждом регионе, на него возложено обеспечение электроснабжения потребителей в условиях реформирования.  

Потребитель по желанию может заключить с ГП договор энергоснабжения или договор купли-продажи (поставки) электроэнергии, различающиеся обязанностями поставщика. В первом случаи ГП должен осуществлять продажу потребителю электроэнергии и оказывать услуги по ее передачи, а также другие услуги, связанные с электроснабжением (самостоятельно или с привлечением третьих лиц). При этом в его функции входит урегулирование всех отношений (по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) с соответствующими объектами электроэнергетики или собственниками электросетевых объектов. Покупатель обязан оплачивать приобретаемою электроэнергию и оказанные услуги.

Во втором случае ГП обязуется лишь отпустить (поставить) электроэнергию покупателю, а тот должен ее оплатить. Таким образом, потребитель имеет возможность выбрать наиболее удобную для него форму договора и заключить его с ГП или с другой энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией.

Правилами установлено, что покупатель должен заявить ГП договорной объем потребления электрической энергии (мощности) с помесячной детализацией не позднее чем за 2 месяца до начала очередного периода регулирования тарифов. Стоимость отклонений фактического потребления от договорного покупатель компенсирует в соответствии с правилами, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Таким образом, для потребителей становиться крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов электропотребления в различных временных интервалах, что, по существу, требует (для крупных и средних потребителей) создания специальных служб.

Обратим внимание на крайне затратный для потребителя дополнительный п.14, где, в частности, говориться: “Потребители услуг – покупатели электрической энергии должны соблюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определенные в договоре в соответствии с порядком, утвержденным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработки государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

6.2. Проблемы энергосбытовой компании

Рынок электроэнергии в настоящее время состоит из двух слабо взаимосвязанных частей: оптового и розничных рынков. На розничных рынках основными участниками являются ЭСК, ГП, оптовые покупатели-перепродавцы (ОПП) и потребители . Взаимоотношения на рынке полностью контролирует государство в лице региональных и федеральных  энергетических комиссий (Федеральная служба по тарифам (ФСТ), региональная энергетическая комиссия (РЭК)), которые устанавливают экономически обоснованные тарифы как на отпуск, так и на покупку электроэнергии. Куплю-продажу электроэнергии осуществляют строго по установленным тарифам; сверх этой суммы могут взимать штрафы, размер которых обусловлен убытками поставщика. Такие условия не способствуют конкуренции на рынке электроэнергии и, следовательно, замедляют темпы развития отрасли [16].

Оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) состоит из двух основных частей:

  •  регулируемой (регулируемый сектор);
  •  свободный (сектор свободной торговли и балансирующий рынок).

Тарифы в регулируемом секторе определяет ФСТ. Сектор свободной торговли подразумевает свободное ценообразование, когда тариф на электроэнергию является равновесной ценой спроса и предложения. Свободный рынок  является привлекательным для многих компаний, но сделки в нем могут осуществляться в объеме не более 5% (15%) от отпуска генерации и не более 15% (30%) - потребления.

Исходя из условий функционирования рынков электроэнергии, на уровне розничных рынков электроэнергии (РРЭ) сложилась определенная система взаимоотношений между потребителями и энергоснабжающими компаниями (ЭСК) (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Схема взаимоотношений энергоснабжающей организации

с потребителями

Проект правил функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии предполагает жесткую взаимосвязь между ними. Промежуточным звеном станут гарантирующие поставщики и независимые ЭСК, которые будут осуществлять покупку электроэнергии на ОРЭ и ее реализацию на РРЭ, причем они получили право переносить сложившиеся на ОРЭ цены на своих конечных потребителей (цены могут быть как выше, так и ниже установленного тарифа, но в рамках предельных уровней).

Покупку электроэнергии на РРЭ будут определять те же принципы, что и на оптовом; мощность будет выступать в качестве отдельного товара. Покупка фактического месячного объёма будет осуществляться по фактической стоимости поставки (вместо тарифа, установленного РЭК).

Плановое потребление определяют при помощи различных методов прогнозирования. На балансирующем рынке (БР) покупают или реализуют разницу между фактическим и плановым потреблением. Цену на БР также определяют спрос и предложение.

Основными действиями, позволяющими минимизировать издержки для ЭСК, вызванные новыми правилами рынка, являются:

  •  оптимизация базовой поставки;
  •  прогнозирование электропотребления на «рынок на сутки вперед» (РВС);
  •  минимизация отклонения на БР;
  •  изменение затратной части.

При прогнозировании потребления на РСВ (если метод прогнозирования дает 3-4% погрешности) затраты относительно сегодняшних возрастут на 3%; при введении диспетчеризации, следящей за исполнением плановой заявки, регулирующей уровень нагрузки – будут минимизированы.

В новых условиях ЭСК предполагает изменить схему взаимоотношений с потребителями (рис. 6.2) и предлагает им следующие мероприятия, которые в дальнейшем позволят снизить затраты на покупку электроэнергии.

Рис. 6.2. Механизм взаимоотношений субъектов РРЭ в сфере покупки и реализации электроэнергии в новых рыночных условиях

  •  Базовая составляющая покупки. Поскольку график поставки по двустороннему регулированию договора (РД) может быть изменен, целесообразно определить оптимальные графики поставки по каждому потребителю, а затем, сложив их, попытаться оптимизировать полученный результат и согласовать его с контрагентом по договору.
  •  Подача заявок. Для определения объемов планового потребления на РСВ ЭСК необходима информация от отдельных предприятий о плановом  потреблении. Так как большинство предприятий не имеет ресурсов для прогнозирования почасового потребления, ЭСК по имеющимся методикам, на основе данных о суточном потреблении, самостоятельно производит такое прогнозирование. Заявки на изменение планового суточного потребления принимаются за 36 часов до начала операционных суток.
  •  Контроль нагрузки. Поскольку невозможно абсолютно точно спрогнозировать электропотребление на сутки вперед, неизбежно возникают отклонения, покупаемые на БР. Для минимизации затрат вводят коммерческую диспетчеризацию, основной целью которой являются отслеживание электропотребления абонента и выдача рекомендаций о снижении или увеличении нагрузки (с уведомлением о величине планового отклонения и дополнительных затратах, им вызванных).

Выводы к главе 6

1. Введение новых правил функционирования рынков электроэнергии предполагает существенное изменение договоров энергоснабжения и купли-продажи. Потребители в новых условиях будут заинтересованы в тщательном планировании потребности в электроэнергии и проведении анализа ее внепланового использования.     

2. Основными действиями, позволяющими минимизировать издержки для ЭСК, вызванные новыми правилами рынка, являются:

  •  оптимизация базовой поставки;
  •  прогнозирование потребления на РСВ (рынок на сутки вперед);
  •  минимизация отклонения на БР;
  •  изменение затратной части.

7. ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТЬ НА ОРУ 110 КВ.

7.1. Общие сведения

Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушения и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом [21-24].

При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:

- короткие замыкания;

- перегрузки;

- повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;

- перенапряжение;

- возникновение токов утечки;

- неаккуратное обращение с огнём;

- неправильное проведение сварочных работ.

При возникновении аварийных ситуации происходит резкое выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной возникновения пожара. На долю пожаров, возникающих в электроустановках приходится 20%.

Таблица 7.1.

Статистические данные о пожарах

Основные причины

Короткие замыкания

Перегрузка проводов/кабелей

Образование переходных сопротивлений

Процентное соотношение

43

13

5

Режим короткого замыкания – появление электрического искрения, частиц расплавленного металла, электродуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.

Причины возникновения короткого замыкания:

- ошибки при проектировании;

- старение изоляции;

- увлажнение изоляции;

- механические перегрузки.

Пожарная опасность при перегрузках – чрезмерное нагревание отдельных элементов, которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение.

Пожарная опасность переходных сопротивлений – возможность воспламенения изоляции или др. горючих близлежащих материалов от тепла, возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах, переключателях и др.),

Пожарная опасность перенапряжения - нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов, проходящих через них, за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

Пожарная опасность токов утечки – локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями.

В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:

а) предотвращение образования горючей среды;

б) предотвращение образования в горючей среде или внесения в неё источников зажигания;

в) поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально допустимых по горючести;

г) уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести.

Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается системой предотвращения пожара путём организационных и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него. Классификация взрыво и пожароопасных зон помещений в соответствии с ПУЭ.

Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий правила устройства электроустановок выделяют пожаро- и взрывоопасные зоны.

Пожароопасные зоны - пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, как при нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.

П-I - помещения, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61 °С.

П-II- помещения, в которых выделяются горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости > 65 г/м3

П-IIа - помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества.

П-III - пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61 °С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3.

Взрывоопасные зоны -- помещения или часть его или вне помещения, где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть I или II степени огнестойкости. Степень огнестойкости зданий и сооружений определяется группой возгораемости и пределом огнестойкости их основных строительных конструкций (несущие стены, перекрытия и т.д.).

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется временем в часах от начала испытания конструкции на огнестойкость до возникновения одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий, через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности конструкции в среднем более чем на 140 °С или в любой точке этой поверхности более чем на 180 °С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более 220 °С независимо от температуры конструкции до испытания;

    в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).

7.2. Меры пожарной безопасности на ОРУ

Наземные кабельные лотки ОРУ должны иметь огнестойкое уплотнение в местах прохода кабелей из кабельных сооружений в эти лотки, а также в местах разветвления на территории ОРУ. Несгораемые уплотнения должны выполняться в кабельных каналах в местах их прохода из одного помещения в другое, а также в местах разветвления канала и через каждые 50 м по длине.

Места уплотнения кабельных лотков и каналов должны быть обозначены нанесением на плиты красных полос. При необходимости делаются поясняющие надписи. В кабельных лотках и каналах допускается применять пояса из песка или другого негорючего материала длиной не менее 0,3 м.

На территории ОРУ следует периодически скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории объекта и прилегающих к ограждению площадках. Допускается на отдельных участках территории ОРУ иметь декоративный кустарник или низкорослые деревья лиственных пород, в том числе фруктовые, если они не мешают общему обзору территории, а расстояния между деревьями и токоведущими частями исключают возможность электрического перекрытия в соответствии с требованиями ПУЭ. За насаждениями должен быть организован агротехнический уход.

На территории ОРУ первичные средства должны размещаться на специальных постах в удобном для персонала месте (в помещениях щитов, в тамбурах камер и т.п.). Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, должны иметься на тропах обхода территории ОРУ.

В местах установки на ОРУ передвижной пожарной техники (в соответствии с оперативным планом пожаротушения) должны быть обозначены и оборудованы места заземления.

7.3. Пожарная безопасность масленых трансформаторов

Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

  •  Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.
  •  Соблюдением норм качества масла и, особенно, его изоляционных свойств и температурных режимов.
  •  Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.
  •  Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.
  •  Маслоприемные устройства под трансформаторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
  •  В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться. При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью. При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
  •  Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
  •  В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
  •  Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
  •  Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей. В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.
  •  Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
  •  Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.
  •  Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
  •  Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту. Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
  •  Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании. Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания — в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.
  •  Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
  •  Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям. Запрещается их выполнение из материала, не предусмотренного заводом-изготовителем. При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.
  •  При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
  •  При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
  •  Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
  •  В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления. Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.
  •  Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов на электростанциях и подстанциях, если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения, предусмотренных проектом.

Выводы к главе 7

  1.  Пожарная безопасность (ПБ) на ОРУ должна обеспечиваться в соответствии  с требованиями ПБ, чтобы при возникновении пожара он был быстро локализован во избежание отключения потребителей от энергоснабжения.
  2.  При соблюдении правил ПБ, эксплуатационных норм основного силового оборудования можно избежать аварийных ситуаций.     

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам исследования электрической схемы подстанции «Симахинская», выполненных в данной дипломной работе необходимо сделать следующие заключения:

1. На основании произведённого расчета нагрузок исследуемой подстанции определено, что расчетная нагрузка для каждого трансформатора составляет: для Т4 S=7,58 МВА, для Т3 S=9,06 МВА.

 2. В результате проверки силового трансформатора определен коэффициент загрузки в нормальном режиме: для Т4 Кз=0,15, для Т3 Кз=0,18, и аварийном режиме: для Т4 Кз=0,21, для Т3 Кз=0,25, из чего следует, что трансформаторы ТРДН-25000/110/10,5/10,5 кВ, установленные в настоящее время на подстанции, соответствует проходящей через него нагрузке, имея при этом резерв по мощности.

  3. Технико-экономический расчет показал, что установка одного двухобмоточного трансформатора ТРДЦН-63000/110 с расщепленной обмоткой взамен имеющихся, не выгодна не только экономически, но и технически.

  4. Произведен расчет токов короткого замыкания. Максимальный ток КЗ составил IПО3 = 14,9 кА. На основании результатов расчета токов короткого замыкания произведена проверка оборудования, установленного на подстанции. По результатам проверки все оборудование, установленное на подстанции, удовлетворяет условиям длительной работы при нормальном режиме и соответствует условиям стойкости к воздействию токов КЗ, так выключатель ВМП-10К-630-20 следует заменить на ВВ/TEL-10-12,5/1000 У2.

  5. В специальной части дипломной работы была спрогнозирована электрическая нагрузка на п/ст Осиновка и участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха моделями АРПСС и ИНС. Выяснилось, что при значительной нерегулярной составляющей (нагрузка на ВСЖД), меньшую погрешность прогноза обеспечивает модель ИНС.    

  7. В экономической части дипломного проекта проанализированы проблемы ЭСК в новых рыночных условиях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций // И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев. Учебное пособие. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 610 с.
  2.  Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербинского. Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1974.   
  3.  Емцев А.Н. Электрическая часть станций и подстанции. Проектирование электрической части ТЭЦ: Учебное пособие / А.Н. Емцев.- Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2007,- 169 с.
  4.  Емцев А.Н. Проектирование систем электроснабжения, электрических систем и сетей: методические указания / А.Н. Емцев, В.А. Попик.- Братск: БрГУ, 2007.- 43 с.
  5.  Борбат А.С. Электроснабжение промышленных предприятий. Разработка схемы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие / В.С. Борбат.- 4-е изд., перераб. и доп.- Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2005.- 123 с.
  6.  Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов / А.А. Федоров, В.В. Каменев.- 4-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1984.- 472 с., ил.
  7.  Правило устройства электроустановок.- М.: НЦ ЭНАС, 2005 г.
  8.  Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст]. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007. – 251 с.  
  9.  Межотраслевые правила по охране труда по эксплуатации электротехнических установок.- М.: НЦ ЭНАЦ, 2001.- 216 с.
  10.  Межотраслевые правила по охране (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок[Текст]. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2008. – 172 с.           
  11.  Бокс Дж. Анализ временных рядов. Прогноз и управление / Дж. Бокс, Г. Дженкинс. – М.: Мир, 1974. – Вып. 1, 2.
  12.  Гамм А.З. Вероятностные методы расчёта режимов электроэнергетических систем / А.З. Гамм, В.Г. Курбацкий. – Братск: БрИИ, 1990. – 91 с.
  13.  Бэнн Д. В. Сравнительные модели прогнозирования электрической нагрузки / Д. В. Бэнн, Е.Д. Фармер: Пер. с англ. – М.: Энергоатомиздат, 1987.- 200 с.
  14.  Хайкин С. Нейронные сети. / С. Хайкин. – Полный курс. 2-е издание. : Пер. с англ. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2006. – 1104 с.  
  15.  Манов Н.А. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами / Н.А. Манов [и др.]. –  Екатеринбург, Изд-во УрО РАН, 2002. – 205 с.
  16.  Александрова Н.С. Повышение конкурентоспособности энергосбытовых компаний – гарантирующих поставщиков на розничном рынке электроэнергии / Н.С. Александрова // Промышленная энергетика. – №2. – 2007. – С.9-12.
  17.  Боровиков В.П. Прогнозирование в системе STATISTICA в среде Windows: Основы теории и интенсивная практика на компьютере: Учеб. пособие /  В.П. Боровиков, Г.И. Ивченко. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Финансы и статистика, 2006. – 368 с.
  18.  Курбацкий В.Г. Прогнозирование электрической нагрузки с использованием искусственных нейронных сетей / В.Г. Курбацкий, Н.В. Томин // Электрика – 2006 – №7. – С. 26-32
  19.  Аринин С.А. Проблемы энергосбытовой компании потребителя в рыночных условиях / Аринин С.А., Федосеева А.В. // Электрика. – 2006. – №9. – С. 8-10.
  20.  Кудрин Б.И. Реформа электроэнергетики и права потребителей / Кудрин Б.И. // Промышленная энергетика. – 2007. - №2. – С. 2-8.
  21.  Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности. 7-е изд., исправ. и доп.- М.: Высшая школа, 2007.-448 с.
  22.  Арустамов Э.А. Безопасность жизнедеятельности. Учебник 12-е изд., перераб. и доп.- М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и К′», 2007-456 с.
  23.  Марченко А.В. Безопасность жизнедеятельности. Учебное пособие. Москва. 2007.- 359 с.
  24.  Кукин П.П., Пономарев Н.Л. и др. «Безопасность жизнедеятельности. Производственная безопасность и охрана труда». М.: Высшая школа, 2001.- 430 с.     

Приложение 1

Данные по потребителям подстанции «Симахинская»

Таблица П 1.1

Наименование потребителя

Ia,  А

Ib,  А

Ic,  А

P, МВт

Q, МВар

S, МВА

Ua, В

Ub, В

Uc, В

РП-14-1

74

-

74

1,2

0,4

1,26

-

-

-

ВЛ-10-108

13

-

12

0,2

0,1

0,22

-

-

-

ВЛ-10-112

1

-

1

0

0

0

-

-

-

РП-5-1

42

-

41

0,6

0,4

0,72

-

-

-

КЛ-2-1

1

-

2

0

0

0

-

-

-

ТП-11-13-1

7

-

8

0,1

0

0,1

-

-

-

РП-2-2

129

-

134

2,2

0,6

2,28

-

-

-

РП-1-2

133

-

132

2,2

0,7

2,31

-

-

-

ВЛ-10-137

13

-

12

0,2

0,1

0,22

-

-

-

РП-2-1

139

-

138

2,3

0,8

2,44

-

-

-

ТП-11-18-2

25

-

25

0,4

0,2

0,45

-

-

-

ТП-16-02-1

24

-

23

0,4

0,1

0,41

-

-

-

ТП-16-08

6

-

6

0,1

0

0,1

-

-

-

ВЛ-10-125

8

-

8

0,1

0,1

0,14

-

-

-

РП-1-1

93

-

96

1,6

0,5

1,68

-

-

-

ВЛ-115

30

-

26

0,4

0,3

0,5

-

-

-

ТП-16-02-2

28

-

28

0,5

0,1

0,51

-

-

-

ТП-11-18-1

42

-

41

0,7

0,2

0,73

-

-

-

ВЛ-10-107

11

-

11

0,2

0,1

0,22

-

-

-

РП-14-2

68

-

0

0,4

0,5

0,64

-

-

-

ТП-11-5

32

-

31

0,5

0,2

0,54

-

-

-

РП-5-2

87

-

87

1,3

0,8

1,5

-

-

-

ВЛ-10-128

7

-

7

0,1

0

0,1

-

-

-

КЛ-2-2

1

-

1

0

0

0

-

-

-

ТП-11-13-2

11

-

11

0,2

0,1

0,22

-

-

-

ТСН-1

0

34

73

23,3

1,6

23,35

0

222,1

217,9

ТСН-2

31

50

14

22

1,4

22,04

219,3

222,1

224,4

Приложение 2

Расчет токов короткого замыкания, выполненный в программе GTCURR

Расчет для данных из файла work.tkz  при S б =  1000 MBA

Таблица П 1.2.

Номер

эл-та

1

2

3

Обозначен-ие эл-та

Линия l1

Трансформ. t1

Система s1

Исходные параметры Расчетные параметры элемента R,o.e. X,o.e. E,o.e.

l =   2.8 кM        .0000   .086

X =  .400 Oм/кM

R = .0000 Oм/кM

U ср.нoм = 115.0 кB

Числo цепей 1.

S нoм =  25. MBA    .0000  8.400

U вн = 10.5 %       .0000  8.400

U нн = 15.0 %       .0000  9.333

P кз =   0. кВт

S нoм =  3984. MBA  .0178   .251  1.000

X с = 1.000 о.е.

Куд = 1.800

Для КЗ # 1 в узле сo средним номинальным напряжением 115.0 кВ отключаемом при t от.сб., c = .000 и t от., c = .000:

Эл. I пo,кА I пt,кА T a,c i уд,кА i at,кА i кt,кА Beta,% Bк,кA2*c 1 14.87 14.87 .060 38.83 21.025 42.05 100.0 .00

KЗ   14.87   14.87    .060   38.83  21.025   42.05   100.0

Сопротивление узла КЗ,о.е.: Rэкв =  .1783E-01 Xэкв = .3372

Для КЗ # 3 в узле сo средним номинальным напряжением 10.5 кВ отключаемом при t от.сб., c = .000 и t от., c = .000:

Эл. I пo,кА I пt,кА T a,c i уд,кА i at,кА i кt,кА Beta,% Bк,кA2*c 2 9.11 9.11 1.078 25.64 12.880 25.76 100.0 .00

KЗ    9.11    9.11   1.078   25.64  12.880   25.76   100.0

Сопротивление узла КЗ,о.е.: Rэкв =  .1783E-01 Xэкв = 6.037

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного дипломного проекта является исследование схемы электрической сети подстанции «Симахинская». Питание данной подстанции осуществляется воздушной линией электропередач 110 кВ от подстанции «Таежная».

Подстанция «Симахинская» находится в 11 микрорайоне города Усть-Илимска. Необходимо отметить, что согласно структурной схеме п/ст «Симахинская» относится ко второй основной категории, т.е. является проходной. По своему назначению данная п/ст относится к потребительской группе.

В первой главе дана общая характеристика подстанции «Симахинская», представлена схема внешнего электроснабжения и климатическая характеристика района расположения.

Во второй главе производён расчет нагрузок подстанции и выполнена проверка установленного силового трансформатора.

Третья глава содержит выбор вариантов электрической схемы подстанции и их технико-экономическое сравнение.

В четвёртой главе осуществляется расчёт токов короткого замыкания, и на основании результатов расчета производится проверка оборудования, установленного на подстанции.

Пятая глава посвящена прогнозированию электрической нагрузки на базе современных методов.

Экономическая часть дипломного проекта посвящена проблемам энергосбытовых компаний в новых рыночных условиях.

В разделе Безопасности жизнедеятельности  рассмотрена тема пожаробезопасности на ОРУ.

1 ARIMA (Autoregressive Integrated Moving Average)

2 к нестационарным относят ряд с ярко выраженным трендом.

3 Interrupted time series analysis

4 Exponential smoothing

5 Seasonal decompression

6 Spectral (fourier) analysis

7 Multilayer Perceptrons – многослойный персептрон

.

.

.

.

.

.

.

.

.

…...

……..

EMBED Equation.3  

EMBED Equation.3  

EMBED Equation.3  

.

.

.

.

.

.

EMBED Equation.3  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

79572. PEACEFUL ATOMS 31.36 KB
  Achievements in studying atom structure have opened up new, practically unlimited possibilities to humanity for further mastering natures forces. The discovery of atomic energy provides as profound effect for the benefit of civilization as the discovery of fire and electricity.
79573. TODAYS ASTONISHING COMPUTERS 28.55 KB
  Not long go computers were not very relible nd comprtively slow in opertion. Both the digitl nd the nlogue computers must be progrmmed. The Internet hs revolutionized the computers nd communictions world. The invention of telegrph telephone rdio nd computers set the stge for this unprecedented integrtion of cpbilities nd medium for collbortion nd interction between individuls nd their computers without regrd for geogrphicl loction.
79574. ALBERT EINSTEIN 192.53 KB
  LBERT EINSTEIN lbert Einstein wellknown Germn physicist nd mthemticin ws born in Germny on Mrch 14 1879. t the ge of 21 fter four yers of university study lbert Einstein got job s clerk in n office. Einstein expressed his theory in the eqution E = mc2 roughly tht energy equls mss times the squre of the speed of light. Which institute did he tech in Wht lbortory did he do his reserch in Einstein\'s fme mong scientists grew slowly but surely.
79575. MACHINE TOOLS — A MEASURE OF MANS PROGRESS 293.76 KB
  MCHINE TOOLS MESURE OF MN\'S PROGRESS The vriety nd combintions of mchine tools tody re unlimited. The min mchine tool of such workshop is the multipurpose lthe. Wht is lthe It is powerdriven mchine with specil tools which cn cut or form metl prts. Technologicl progress improves ccurcy of mchine tools.
79576. IN THE CHEMICAL LABORATORY 606.12 KB
  Nerly in the middle there stnds Bunsen burner with flsk over it. During n experiment the Bunsen burner is connected with the min gs line by rubber tube. The flme of the burner is being regulted by mens of tp. From time to time Brbr looks up t the solution which is boiling on the Bunsen burner.
79577. RADIO AND TV MARCH AHEAD 301.2 KB
  RDIO ND TV MRCH HED More thn 100 yers pssed since the dy when the Russin scientist lexnder Popov demonstrted his storm indictor which ws the prototype of modern rdio receivers. Gret progress hs been mde in rdio engineering rdio communictions rdio brodcstings nd television since tht time. In the modern world rdio nd television ply n importnt role s mss medi of informtion nd s mens of...
79578. BETTER METALS ARE VITAL TO TECHNOLOGICAL PROGRESS 27.15 KB
  Since the erliest dys the preprtion of metls for mechnicl use ws vitl to the dvnce of civiliztion. Tody we know more thn sixtyfive metls vilble in lrge enough quntities to be used in industry. Metls re mostly solids t ordinry tempertures nd possess comprtively high melting points with the exception of mercury. The Erth contins lrge number of metls useful to mn.
79579. SOURCES OF POWER 28.42 KB
  SOURCES OF POWER The industril progress of mnkind is bsed on power: power for industril plnts mchines heting nd lighting systems trnsport communiction. In fct one cn hrdly find sphere where power is not required. t present most of the power required is obtined minly from two sources. The second wy of producing electricity is by mens of genertors tht get their power from stem or wter turbines.
79580. PULKOVO - RUSSIAS MAIN OBSERVATORY 175.09 KB
  Two gret observtories. Greenwich nd Pulkovo occupy leding plce mong the observtories of the world. Pulkovo is situted in hilly re some kilometres from St. You cnt get to Pulkovo by trin: when the rilwy ws being built the stronomers specilly sked tht it should be kepi severl kilometres wy so tht there should be no vibrtion to ffect the sensitive instruments.