Схема электрической сети подстанции "Симахинская"

Размещено на http://www.allbest.ru/

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. 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:

возможность аварийного отключения РУ (всего или части его);

средняя частота отключений (поток отказов) 50% присоединений (при одной или двух системах шин);

средняя частота отключений ВЛ и трансформаторов;

средняя частота разрыва транзита (для подстанций II и III категорий;

возможность отключения одной или более ВЛ при отказе линейного выключателя повреждённой ВЛ (для подстанций III категории);

средняя частота отключения двух ВЛ при совпадении отказа линейного выключателя повреждённой ВЛ и ревизии выключателя действующей ВЛ;

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.

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.

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:

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.

Статистический метод расчета нагрузок [5,6]

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

(2.3)

где в - 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.

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•tgц,

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

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 cosц, 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 SрУ - 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.

Проведённые расчёты показали, что полная расчетная нагрузка трансформаторов на подстанции составляет: для Т4 S=7,58 МВА, для Т3 S=9,06 МВА.

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.

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 = EнКi +Иi 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 б - отчисления на амортизацию и обслуживание, принимаем б = 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 СУТ - полная стоимость трансформаторов, СУТ = 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
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.

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:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

трёхфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются ёмкости, и, следовательно, ёмкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

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'*с = 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 I”к* - 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:

выбор по напряжению;

выбор по нагреву при длительных токах;

проверку на электродинамическую стойкость (согласно ПУЭ, не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А включительно);

проверку на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями);

выбор по форме исполнения (для наружной или внутренней установки).

Выбор электрооборудования производится по следующим параметрам:

Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается выключатель:

(4.8)

где Uном - номинальное напряжение аппарата, кВ.

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.

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.

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)

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:

номинальному напряжению;

номинальному длительному току;

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:

номинальному напряжению;

номинальному току;

электродинамической стойкости;

термической стойкости;

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	cosц	sinц	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

По экономической плотности тока:

FНОМ FРАС

Проверяем сечение провода по формуле (4.18):

По нагреву током Iн нормального режима:

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

По нагреву током послеаварийного режима линия не проверяется по причине невозможности появления послеаварийного режима ввиду питания трансформатора подстанции по одной линии.

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.

По условиям короны провод проходит, так как сечение лежит в заданном диапазоне от 70 мм2.

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:

номинальному напряжению;

номинальному длительному току;

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
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	в = 0,36	= 38,47 кА
Вк = 11,27 кА2·с	Iтн = 20 кА; tт = 8 с	= 3200 кА2·с

Таблица 4.9 - роверка 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	cosц	sinц	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	-
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.

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:

Ущербы от ошибок прогноза при планировании режима электрических сетей.

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:

АРПСС (Авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего) [11]. Этот важный класс параметрических моделей, описывающий, в том числе и нестационарные ряды, 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 интервенцией - 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).