Расчет разветвленных разомкнутых электрических сетей нескольких номинальных напряжений.

Расчет разветвленных разомкнутых электрических сетей нескольких номинальных напряжений.

Р ассмотрим последовательность расчета режима разомкнутых сетей с двумя номинальными напряжениями, соединенных между собой двухобмоточным трансформатором (рис. 5.13, а). Положим, что заданы нагрузки в узлах сети S₃, S₄ и номинальные напряжения U_1ном, U_2ном, напряжение источника питания U₁. Задача расчета заключается в том, чтобы найти потоки мощности на всех участках сети и напряжения во всех узлах. Рис. 5.12. Векторные диаграммы напряжений разомкнутой электрической сети: а - для головных участков; б - для концевых участков

Составим схему замещения (рис. 5.13, б), представив линию 12 продольным сопротивлением Z₁₂ и зарядной мощностью Q_b12, а линию 34 - продольным сопротивлением Z₃₄ (поперечными проводимостями пренебрежем). Трансформатор представим продольным сопротивлением Z₂₃, идеальным трансформатором с коэффициентом трансформации n и потерями холостого хода S_x.В соответствии с принципами расчета разомкнутых сетей найдем сначала потоки мощности на всех участках сети с учетом потерь мощности, вычисляемых на участке 34 по номинальному напряжению U_2nom а на всех остальных участках — по номинальному напряжению U_1nom. При переходе через идеальный трансформатор, не обладающий сопротивлениями, значение мощности не изменяется

Р ис. 5.14. Схема разомкнутой сети с двумя номинальными напряжениями с трехобмо-точным трансформатором (а) и ее схема замещения (б).На втором этапе расчета по заданному напряжению U₁ и найденным потокам мощности на участках, двигаясь в обратном направлении, будем последовательно определять напряжения в узлах 2, 2', 3 и 4. Здесь особенностью расчета является переход через идеальный трансформатор. После вычисления напряжения U₂^I в узле 2 напряжение в узле 3 находится так: U₃= U₂^I/n.

Процедура расчета аналогична и в случае связи сетей различных номинальных напряжений посредством трехобмоточного трансформатора (рис. 5.14). Здесь на схеме замещения трехобмоточный трансформатор представлен тремя лучами сопротивлений Z₂₀, Z₀₃, Z₀₅, идеальными двухобмоточными трансформаторами для связи напряжений высшее - среднее с коэффициентом трансформации n_в-с напряжений высшее - низшее с коэффициентом трансформации n_в-н, потерями мощности холостого хода S_x. На первом этапе расчета, как и в случае с двухобмоточным трансформатором, при переходе через идеальные трансформаторы мощности остаются неизменными (см. рис. 5.14,6): . На втором этапе расчета после вычисления напряжений в точках 0' и 0" напряжения в узлах 3 и 5 вычисляются так:

Графики нагрузки электрической системы и их покрытие.

Режим электропотребления отражается суммарным графиком нагрузки электрической системы. На этот режим оказывает влияние ряд факторов: состав отраслей народного хозяйства, входящих в энергосистему (особенно существенно соотношение между потреблением промышленностью и коммунально-бытовым сектором); продолжительность рабочей недели и число рабочих смен за сутки; степень загрузки отдельных смен промышленных предприятий и тенденции в ее изменении. Определяющее значение для формирования графиков нагрузки имеет состав потребителей.

Суточный график активной нагрузки системы характеризует совокупность всех потребителей. Если энергосистема имеет значительную бытовую нагрузку, то вечерний максимум значительно больше утреннего (рис. 1.1, а). В энергосистемах с преобладанием промышленной нагрузки имеются два явно выраженных максимума: утренний и вечерний (рис. 1.1,6).

Р ис. 1.1.Суточные графики активной нагрузки энергосистемы: а - со значительной бытовой нагрузкой; б - с преобладанием промышленной нагрузки {1 - зимний день; 2 - летний день) с непрерывным технологическим процессом.

На конфигурацию суточного графика нагрузки влияют освещенность и температура воздуха.

Р ис. 1.2. Графики активной нагрузки энергосистемы: а - при различной степени освещенности (1 - ясный день, 2 - пасмурный день); б - при различной температуре воздуха (1 - теплый день, 2 - холодный день).

Наиболее важные точки графика - режим максимальных нагрузок (необходимо располагать достаточным резервом мощности на электростанциях) и режим минимальных нагрузок (нужно иметь соответствующие маневренные станции с малым технологическим минимумом). В настоящее время соотношение минимальной и максимальной нагрузок в энергосистемах составляет 0,5...0,8.

С уточные графики реактивной нагрузки энергосистемы в основном определяются токами намагничивания и рассеяния асинхронных двигателей (примерно 60%), а также потерями реактивной мощности в линиях и трансформаторах (около 40 %).

Рис. 1.3. Графики активной и реактивной нагрузки энергосистемы:

а - с преобладанием промышленной нагрузки; б - со значительной бытовой нагрузкой.

В энергосистемах, имеющих примерно одинаковые активные нагрузки в утренний и вечерний пики, утренний пик реактивной мощности выше вечернего (рис. 1.3, а), так как в этом случае преобладает нагрузка включенных двигателей. Если вечерняя активная нагрузка значительно выше утренней, то, как правило, вечерний пик реактивной мощности значительно выше утреннего (рис. 1.3,6). При этом преобладающее значение имеют потери активной мощности в электрических сетях

Для суточного графика различают следующие показатели, в определенной мере характеризующие режим работы: максимум активной нагрузки Рмах; максимум реактивной нагрузки Рмах; коэффициент мощности максимума cos_max; суточный расход активной энергии Wа.с; суточный расход реактивной энергии Wр.с.

Средневзвешенный за сутки коэффициент мощности tg_c можно рассчитать по формуле tg_c=Wр.с/Wа.с.Коэффициент заполнения суточного графика активной энергии а=Wа.c/(24Рmах).

Коэффициент заполнения суточного графика реактивной энергии определяется из выражения р=Wр.с/(24Qmах).Зная графики активных и реактивных нагрузок рабочих и праздничных суток для различных времен года, можно построить годовые графики. Графики строятся по продолжительности - нагрузки в них располагаются в порядке монотонного изменения их значения (убывания). Для годовых графиков характерны следующие величины: число часов использования максимума активной нагрузки, т. е. отношение годового расхода активной энергии Wа к максимуму активной нагрузки: Tа=Wa/Рmах; число часов использования максимума реактивной нагрузки: Tр=Wр/Pmах; средневзвешенный годовой коэффициент мощности: tg_г=Wр/Wа. Между суточным потреблением и годовым существует соотношение: W_a=W_a.ck_an, W_p=W_p.ck_pn.

где n - число рабочих дней в году; k_a и k_p - коэффициенты, по которым учитывается неравномерность расхода энергии в течение года, а также ее расход в нерабочие дни (при отсутствии значений k_a и k_p рекомендуется принимать их равными 0,8...1,1). Перечисленные показатели не могут полностью заменить графиков нагрузки.

Рис. 1.5. Крайние формы суточного графика суммарной электрической нагрузки электроэнергетической системы при коэффициенте нагрузки уа = 0,7.

возможные, при уа = 0,7 значения коэффициента пика у„ соответственно равны 0,41 и 0,56.

Рис. 1.6. Суточные графики нагрузки зимнего дня:

а — ЕЭС; б — ОЭС Северо-Запада. Рис. 1.8. Недельный график нагрузки энергосистемы.

При покрытии графиков нагрузки энергосистемы наибольшие трудности встречаются в режимах максимальных и минимальных нагрузок. Для обеспечения электроснабжения в этих режимах электростанции энергосистемы должны иметь достаточную маневренность. На рис. показаны возможные варианты покрытия графика нагрузки энергосистемы. В зависимости от степени обеспеченности ГЭС водой пиковую часть графика нагрузки покрывают ГЭС или тепловые электростанции. При недостатке воды на ГЭС (например, в зимнее время) в базисной части графика работают ТЭЦ с нагрузкой, определяемой тепловыми потребителями, и нерегулируемые ГЭС (рис. а). Пиковая часть графика покрывается регулируемыми ГЭС, КЭС, а также АЭС, которые в максимумы нагрузки также работают на полную мощность. При избытке воды на ГЭС, например в период паводка, в базисной части графика располагают ТЭЦ по пару и все ГЭС, которые работают с полной мощность по водотоку (рис. 6). В этом случае пиковую часть графика покрывают газотурбинные электростанции совместно с КЭС. Возможны и другие варианты покрытия графиков нагрузки в зависимости от сочетания различных типов электростанций и их мощности. Каждой из электростанций выделяют ту долю суммарного графика нагрузки, при которой получается наибольший экономический эффект в целом. Обычно замыкающим типом электростанций служат КЭС

Необходимо учитывать значительный технический минимум нагрузки для мощных. КЭС. В некоторой мере покрывать пики нагрузок могут паротурбинные КЭС высоких параметров.

Из тепловых электростанций наиболее маневренны и пригодны для покрытия пиков газотурбинные установки. В зависимости от сложности тепловой схемы и мощности агрегатов время пуска газотурбинной установки составляет от 3 до 30 мин, а паротурбинных агрегатов - несколько часов. По маневренным качествам и возможностям участия в регулировании графика нагрузки энергосистем представляют интерес парогазовые установки. Для снятия пиков применяются насосно-аккумулирующие станции. Агрегаты этих станций в часы «провалов» нагрузки, когда в системе имеется свободная мощность, работают в режиме насосов - закачивают воду в верхний бьеф ГЭС, а затем в часы пик отдают накопленную энергию, работая в генераторном режиме. Таким образом, насосно-аккумулирующие станции выравнивают суточный график и обеспечивают более спокойный режим работы тепловых электростанций.

Особое внимание должно быть обращено на три части графика: для пиковой следует предусмотреть применение специальных пиковых установок (пиковые ГЭС, ГАЭС, ГТС), для полупиковой - установок, обеспечивающих возможность ежесуточных ночных остановов оборудования, а для базисной части - базисных электростанций, высокоэкономичных по расходу и стоимости топлива.