Смекни!
smekni.com

Выбор схемы развития районной электрической сети (стр. 6 из 18)

4 Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 170.4378 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:

=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям

- вероятная длительность простоя трансформатора

=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.

час/год

час/год

час/год

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

3.3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:


Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Результаты технико-экономического сравнения вариантов.

Вариант

I

II

Трансформатор

2 ТРДН–25000/110

2 ТРДН–16000/110

Капитальные вложения, тыс.руб.

131

96

Стоимость годовых потерь, тыс.руб.

13

15

Годовые потери электроэнергии, кВт*ч/год

850549

1028792

Недоотпуск электроэнергии,МВт*ч/сут. - зимой - летом

0

0

50,02

17,29

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

0

26,20

Приведённые затраты, тыс.руб.

41

62,20

%

100

151,7

4. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.

Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.

Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.

Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:

- в нормальных режимах – 5%

- в аварийных – 10%

- в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ;

- в аврийных режимах – (9-11)кВ.

В проектируемой электрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют допустимым значениям

на ГРЭС и приведены в табл. 4.1

Таблица 4.1

Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.

Активная мощность ГРЭС, МВт

Реактивная мощность ГРЭС, МВар

800

0,95

262

800

0,8

600

Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования составляют

в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-25000/110 приведены в табл.4.2.

Таблица 4.2

Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.

Номер отпайки

Коэффициент трансформации

Номер отпайки

Коэффициент трансформации

0

0,091

+1

0,09

-9

0,109

+2

0,088

-8

0,106

+3

0,087

-7

0,104

+4

0,085

-6

0,102

+5

0,084

-5

0,1

+6

0,082

-4

0,098

+7

0,081

-3

0,097

+8

0,08

-2

0,095

+9

0,079

-1

0,093

Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих ниже вариантах.

Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)

При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки
напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в
норме - 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле 5 – номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации равны:

- Узел 8 – 0,093 (№ отпайки -0);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 10 – 0,098 (№ отпайки -1).

Аварийный режим максимальных нагрузокотключение одного из автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузокотключение линии 5-1000. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузокотключение одного из трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 10 – 0,109 (№ отпайки -9).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.