5 Построение зимнего и летнего суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы

Суточные графики электрической нагрузки для зимнего (декабрь) и летнего (июль) дня по каждой отрасли народного хозяйства строятся в процентах от годового максимума

Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой отрасли определяется:

, (3)

где - величина годового электропотребления данной отрасли;

- годовое число часов использования максимумов электрической нагрузки для данной отрасли (приложение 2).

Летний максимум электрической нагрузки обычно принимают равным 75% от зимнего максимума. Типовые суточные графики нагрузки приведены в приложении 3.

На основе отраслевых суточных графиков строятся (в табличной и графической формах) суточные (зимний и летний) графики электрической нагрузки энергосистемы. Для пикового значения суммарного зимнего графика нагрузки привести значения потребляемой мощности по отраслям (для этого интервала времени) и их процент (от суммарного пика). Полученные значения занести в таблицу 1.

Таблица 1 – Потребление по отраслям для зимнего суточного максимума

6 Определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор генераторов электроэнергии на различных типах станций для покрытия нагрузки региона

С целью покрытия графиков электрической нагрузки потребителей при-нимаем в энергообьединении (ЭО) три типа электростанций. Покрытие пиковой нагрузки осуществляется ГЭС, число часов их работы лежит в пределах 2500-3000 часов в год (при этом, в связи с необходимостью осуществления технического спуска воды, ГЭС вырабатывает непрерывно 10% от установленной мощности). Мощность ТЭЦ принимают в соответствии с уровнем промышленной нагрузки. Для случая, когда величина промышленной нагрузки менее 40%, мощность ТЭЦ составляет 20-25% общей мощности ЭО, а в случае, если нагрузка превышает 50%, мощность ТЭЦ принять 25-35%. Остальная часть требуемой мощности покрывается КЭС.

Общее количество ТЭС рекомендуется принять равным 6 или 7. Из них 2 ГЭС, 3 (4) ТЭЦ, 2 КЭС. 4 ТЭЦ принимаем в случае, если после распределения требуемых мощностей по типам электростанций выяснится, что на долю ТЭЦ приходится более 1200 МВт. При этом мощность отдельных станций выбирается исходя из следующего требования:

40%-45% суммарной мощности, вырабатываемой электростанциями определённого типа, должно вырабатываться на одной станции, 55%-60% - на оставшейся (или в сумме на оставшихся – для ТЭЦ).

При выборе единичной мощности агрегатов для тепловых электростанций необходимо ориентироваться на современные энергоблоки и турбоагрегаты мощностью не менее 50 МВт. При этом на долю одного агрегата должно приходиться 40%-45% мощности всех энергопроизводящих агрегатов станции, а 55%-60% - на долю оставшихся энергоагрегатов.

Таблица 2 - Состав и мощность оборудования электростанций

Электростан-ции и блоки	Установленная мощность
ТЭЦ
ТЭЦ №1	500
блоки 1 и 2	300
блок 3	200

∑ установленная мощность ЭО = ∑N_уЭС

где тип и мощность установленной на ТЭС турбины выбирается по приложениям Е.2– Е.4, а мощность турбин для ГЭС выбирается из приложения Е1.

При определении суммарной мощности станции необходимо учесть расход электроэнергии на собственные нужды электростанций. Для ТЭЦ расход на СН принять 5-10% от N_уст. станции; для КЭС – 3-5%; для ГЭС – 1-2%.

Структуру и состав основного оборудования электростанций принимать из следующих требований норм технологического проектирования станций:

1) Выдачу мощности станциями осуществлять не менее чем от двух ОРУ различного класса напряжения.

2) Распределение нагрузки между ОРУ принять:

60-65% от установленной мощности электростанции (N_yст.) - региональные электросетевые компании – РЭК (класс напряжения – до 110 кВ);

35-40% - передача в направлении связи с энергосистемой, осуществлять через второе ОРУ другого класса напряжения – 220 и выше (в национальную сеть - НЭС).

В этом разделе следует привести теоретические принципы экономического распределения электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы с учетом энергоэкономических характеристик различных типов электростанций. В основе принять, что в отдельных интервалах времени совмещенного суточного графика нагрузки энергосистемы предпочтение отдается той или иной электростанции на основе критерия минимума расхода топлива на единицу выработки электроэнергии.

Резерв энергосистемы размещается на ГЭС или крупных маневренных КЭС и ГТЭС. В данной работе резерв мощности размещаем на ГЭС.

Установленная мощность ЭО определяется по формуле:

N_у = _рез (4)

где N_рез – суммарный энергетический резерв мощности, сконцентрированный на ГЭС ЭО, МВт.

В расчёте, в целях упрощения, принимаем величину резерва мощности равной 15% суммарной мощности ГЭС. Суммарный энергетический резерв мощности ЭО составит:

N_рез = 0,15 ∙ N_{расп.ГЭС} (5)

Резервная мощность не участвует в покрытии графика нагрузок. Это необходимо учитывать в дальнейших расчётах. Тогда суммарная мощность ГЭС составит:

N_ГЭС = 1,15 N_расп (6)