Расчет установившихся режимов сети

 

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчет установившегося режима может выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Методы расчета электрических сетей приведены в [2] и [3] соответственно. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима, в том числе RASTR, применяемой в настоящее время для расчета установившихся режимов в энергосистемах России.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются:

• составление схемы замещения и расчет ее параметров для наиболее экономичных вариантов сети;
• расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
• анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению [2];
• параметры нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

 

Выбор схем подстанций

 

Выбор схем подстанций при сопоставлении вариантов развития сети может выполняться упрощенно. Ориентировочно число ячеек выключателей на стороне высшего напряжения принимается равным:

1) числу присоединений (число линий и трансформаторов) при числе линий меньше четырех;

2) числу присоеди­нений плюс одна ячейка при числе линий четыре и более.

2.11 Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Технико-экономическое сравнение выполняется для сопоставимых вариантов. Все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковую пере­даваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварий­ных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надеж­ности необходимо учитывать величину ущерба от вероят­ного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

                                     ,                                                                 (2.6)

где  - нормативный коэффициент эффективности, Е_Н  = 0,12;

  К = К_Л  + К_П  - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции, т.руб;

 - соответственно издержки на амортизацию и обслужива­ние линий , подстанций  и = - издержки на возмещение потерь энер­гии в электрических сетях, т.руб;

  - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, т.руб.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнен­ным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и линии электропередачи.

Ежегодные издержки И_Л и  определяются суммой отчислений от капи­тальных вложений и для линий электропередачи рассчитываются по формуле (2.7). Значение ежегодных издержек для подстанции находятся аналогично по формуле (2.8)

 

                       И_Л  = a_Л  × К_Л,                                                                                         (2.7)

                     ,                                                                                (2.8)

 

где a_Л  - ко­эффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий, [3,с.242].

   - ко­эффициент отчислений на амортизацию и обслуживание под­станции [3,с.242].

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях находятся по формуле (2.9)

 

                          И _{D ЭЛ}  = bо × DРmax × t,                                                             (2.9)

 

где bо - удельная стоимость потерь активной энергии, руб/МВт×ч,

  bо =1,5× 10^-2 руб/МВт× ч.

DРmax  - потери мощности в максимальном режиме, МВт.

 

                                DРmax  = 3 I²р R_Л,                                                               (2.10)

 

где Iр - расчетный ток участка сети, А;

    R_Л - активное сопротивление участка сети, Ом;

    t - время потерь, ч.

Время максимальных потерь определится по формуле

 

                                     t = (0,124 + Т_max / 10⁴)² × 8760,                                       (2.11)

 

где Т_max - время использования максимальной нагрузки, ч (задается в исходных данных).     

     Издержки на возмещение потерь энергии в трансформаторах определяются как

 

                   ,                                               (2.12)

 

где  - суммарные переменные потери мощности в режиме максимальных нагрузок, кВт;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодо­вого ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб при ее аварийном отключении можно оценить по выра­жению

 

                   ,                                                                      (2.13)

 

где - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения,

       [6, с.322,рис. 8.2];

- максимальная нагрузка потребителя, МВт;

- коэффициент вы­нужденного простоя;

- число последовательно включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента [ 3,c.252,табл. 6. 3];

- параметр потока отказов эле­мента , [ 3, c.251,табл. 6.2];

 - степень ограничения потребителя (  при полном от­ключении потребителя, при частичном отключении) [4].

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за разницы стоимости аппаратуры и величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в нем. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потре­бителей.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если приведенные затраты для них отличаются менее чем на 5%. В подобных случаях следует выбирать варианты схем с более высокими показателями:

· по напряжению;

• надежности электроснабжения;
• оперативной гибкости схемы (способностью ее работы в различных режимах);

· с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии

 

12	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: