[ «7 ВВЕДЕНИЕ Цель освоения курса Электроэнергетические системы и сети – формирование профилирующих знаний в области передачи и распределения электрической энергии. Основные задачи курса – ознакомление с конструкциями ...»
Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок. Эта задача должна быть разделена на две независимые части – для распределительных сетей и для питающих сетей (которые предполагаются связанными через регулируемые трансформаторы). Каждая из них может рассматриваться независимо, если их правильно связать на границах.
Регулирование напряжения в районной электрической сети осуществляется на шинах источника питания и на приемных понижающих подстанциях. Уровни напряжения ИП указаны в задании на проект и не являются предметом расчета в том случае, если располагаемая источником питания реактивная мощность Q ИП не менее, чем требуемое значение реактивной мощности Q A, поступающей в сеть от ИП и полученной из расчета режима наибольших нагрузок. В случае, если Q ИП Q A, надо решать задачу размещения на приемных подстанциях дополнительных компенсирующих устройств с суммарной установленной мощностью Q КУ Q А Q ИП.
В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях принимаются трансформаторы с РПН. Применительно к районным питающим сетям задача регулирования напряжения сформулирована в ПУЭ: обеспечить на шинах 6–10 кВ районных подстанций, к которым присоединены распределительные сети, поддержание напряжения в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100 % номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.
По результатам расчета режима известны приведенные напряжения подстанций – U (рис. 3.13).
Обозначим через U BH и U HH паспортные значения номинальных напряжений обмоток ВН и НН трансформатора.
Приняв, с учетом рекомендации ПУЭ, желаемое напряжение на шинах низкого напряжения U ЖЕЛ (например, в режиме наибольших нагрузок U ЖЕЛ =1,05· U C, где U C – номинальное напряжение сети, равное 10 кВ) напряжение регулировочного ответвления U ОТВ можно определить как Тогда номер регулировочного ответвления n, соответствующего напряжению ответвления U ОТВ, найдем как:
где Е 0 – вольтодобавка в % одного регулировочного ответвления трансформатора (паспортная величина).
Полученное значение n округляется до ближайшего целого, причем n не должно превосходить имеющийся диапазон ±m регулировочных ответвлений трансформатора.
Действительное напряжение на низкой стороне понизительной подстанции определится как:
Изложенный способ выбора коэффициента трансформации k T применим тогда, когда устройство РПН располагается на стороне ВН трансформатора (а также для трансформаторов с ПБВ). Не следует забывать, что трехобмоточные трансформаторы могут иметь как РПН (для обмоток ВН – НН), так и ПБВ (для обмоток ВН – СН). Порядок выбора k T для автотрансформаторов приведен в [2, 8].
Итогами расчета максимального режима являются:
Потокораспределение в виде упрощенной схемы замещения сети (номера узлов, сопротивления продольных ветвей, коэффициенты трансформации автотрансформаторов связи) с указанием на ней значений расчетных нагрузок узлов, потоков мощности в начале и конце каждой ветви, модулей узловых напряжений, мощности SA=PA+jQA балансирующего источника питания. Табличное (вместо графического) отображение результатов расчета режима для проверки правильности может играть лишь вспомогательную роль, т.к. даже если вычисления выполнены по стандартной программе на ЭВМ, то нет гарантии отсутствия ошибок ввода данных;
Решение вопроса – нужны или нет дополнительные компенсирующие устройства в сети. КУ нужны, если реактивная мощность ИП (Qип=РАtgип) оказалась меньше величины QА. Тогда решается вопрос о типах КУ и местах их установки (при этом пересчет режима не требуется);
Значения приведенных напряжений U для новых подстанций.
Эти значения удобнее поместить в таблицу, куда сводятся результаты выбора регулировочных ответвлений трансформаторов;
Значение суммарных потерь активной мощности в сети.
3.12. Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся следующие.
1. Капитальные вложения К, которые включают стоимость строительства линий электропередачи Клi и подстанций Кпi:
где Клi - стоимость строительства i-й ВЛ спроектированной сети;
Кпi - стоимость строительства i-й подстанции.
Если при сравнении вариантов необходимо исключались повторяющиеся элементы (ЗРУ 10 кВ, КУ, отдельные ВЛ и трансформаторы), то здесь эти элементы должны быть обязательно учтены.
2. Ежегодные затраты на ремонты и обслуживанию сети (И) и расходы по возмещению дополнительных потерь электроэнергии (СПОТ).
Затраты И вычисляются по формуле (3.7), но с новыми, выросшими значениями Клi и Кпi. Значение CПОТ определено ранее в параграфе 3.11.
3. Расчётная стоимость передачи электроэнергии (или удельные приведённые затраты на кВт·ч дополнительно отпущенной электроэнергии), определяемая как где З – приведённые (дисконтированные) затраты, вычисляемые по формуле (3.9); Тэ - приведённый срок эксплуатации; А – полезный отпуск электроэнергии для дополнительных потребителей (если Р наибольшая активная нагрузка новых ПС, то А=Р·Тmax).
4. Максимальные потери активной мощности в сети. Здесь показательным является не только относительная величина потерь, но и то, как она изменилась для расширенной схемы по сравнению со «старой» схемой.
Обозначим максимальные нагрузку и потери в «старой» схеме через Р ' и Р ', соответственно. В результате появления дополнительной нагрузки Р, наибольшие потери активной мощности Р в сети изменятся и будут равны Р =РИП – Р ' – Р, где РИП – мощность источников питания, определённая из расчёта максимального режима. Тогда относительная величина максимальных потерь активной мощности изменится с Р * 100 Р ' Р ', % до Р * 100 Р Р ' Р, %.
В заключение, используя полученные результаты, следует сделать сравнительный анализ спроектированной схемы электрической сети. Например, об экономичности можно судить, сравнивая Cр с тарифом на электроэнергию, действующим в районе строительства сети.
Достаточность для обеспечения встречного регулирования напряжения существующих диапазонов изменения коэффициентов трансформации говорит в пользу обеспечения надлежащего качества электроэнергии и т.д.
ГЛАВА. 4. ПРИМЕРЫ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
4.1. Разработка вариантов схем развития электрической сети Исходные данные 1. Схема существующей электросети (рис. 3.1).2. Координаты ПС и величина Тmax (табл. 4.1).
3. Расчетные нагрузки узлов, приведенные к пятому году от начала эксплуатации (табл. 4.2).
«