Районная электрическая сеть (стр. 5 из 6)

4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

Одним из важных показателей напряжения служат отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонения напряжения в из определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным из известных средств регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (с РПН). Они способны обеспечить любой регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон в встречного регулирования напряжения в пределах отклонений напряжения от +5 (лил более) до 0 % при изменениях нагрузки подстанций от наибольшей до меньшей. Обычно при наибольших нагрузках отключения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%. Определение желаемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций при промежуточных значениях нагрузки производиться линейной интерполяцией.

Аварийные отклонения линий и трансформаторов рассматриваются, как правило, при наибольших нагрузках подстанций. Поэтому желаемые отклонения напряжения на шинах 10 кВ в таких режимах должны соответствовать отклонениям напряжения, требуемые в режиме наибольших нагрузок.

В этом разделе проекта должны быть выбраны рабочие отклонения понижающих трансформаторов, обеспечивающих поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы. Выполняется это следующим образом. После расчета установившегося режима работы сети известны ответвления на шинах высшего напряжения каждой из подстанций

. Проще всего находиться напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения (т.е. без учета коэффициента трансформации трансформаторов), определяется по выражению:

, где

- активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов.

Понижающие трансформаторы имеют РПН в нейтрали обмотки, обеспечивающие желаемое напряжения на шинах низшего напряжения

, может быть определено по выражению:

, где

-номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

-степень регулирования напряжения в процентах.

Вычисленное напряжение округляется до ближайшего целого числа

с учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. После этого следует определить действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции

, где

И отклонение напряжения на этих от номинального напряжения (

).

Для ПС-1

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 8.

Таблица 8.

подстанции	ПС-2	ПС-3	ПС-4	ПС-5	ПС-6
RТ, Ом	58	58	110	352	110
XТ, Ом	1,05	1,05	1,7	4,2	1,7
U1н, кВ	120,7	121,0	120,3	117,9	120,3
nотв.жел	0,92	0,92	0,92	0,68	0,92
nотв	1	1	1	1	1
Uн, кВ	10,5	10,5	10,5	10,2	10,5
δU	0,05	0,05	0,05	0,02	0,05

5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

В этом разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К ним относятся:

1.капиталовложения на сооружения линий, подстанций и сети в целом (руб.);

2.ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (руб./год);

3.удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин заданного источника до шин вторичного напряжения (10 кВ) понижающих подстанций 35…220 кВ (коп/кВт*ч);

4.потери активной мощности и потери электроэнергии в спроектированной сети, соответственно в кВт, кВт*ч/год и в процентах от полезно отпущенной потребителям мощности и электроэнергии;

5.основные натуральные показатели сети, как – то: количество понижающих трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям; количество выключателей с разделением по номинальным напряжениям; тоже – комплектов отделителей и короткозамыкателей; количество километров проводов (помаркам и в однофазном исчислении); суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением по типам и номинальным напряжениям.

Если при расчетах режимов сети было приято решение об экономической целесообразности отключения части трансформаторов в режиме наименьших нагрузок, то это необходимо учитывать при определении потерь электроэнергии. Для этого надо знать длительность режимов сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается, в первом приближении, применять следующий метод оценки длительности режимов наибольших и наименьших нагрузок подстанций (при условном двухступенчатом годовом графике нагрузки). Электроэнергия, потребленная за один год шин вторичного напряжения каждой понизительной подстанции:

- продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год;

- соответственно наибольшая и наименьшая активные нагрузки подстанций i;

- соответственно условные длительности наибольшей и наименьшей нагрузки при упрощенном двухступенчатом годовом графике по продолжительности активных нагрузок (ч/год), причем

8760 – длительность невисокосного года в часах.

Суммарные потери мощности в режиме наибольших нагрузок

Затраты на потери энергии в сети

, где

- удельные затраты на потери электроэнергии для переменной и постоянной составляющих потерь активной мощности в сети в заданном географическом регионе, руб/кВт*ч;

- суммарные потери активной мощности активных сопротивлениях линий, трансформаторов и автотрансформаторов сети, кВт;

- время наибольших потерь мощности (ч/год), соответствующее средневзвешенному (по мощности)времени использования наибольших нагрузок,

,час/год

Стоимость потерь электроэнергии в нерегулируемых батареях конденсаторов определяется, как:

, где

- 0,002…0,003 – удельные потери мощности в конденсаторах, о.е.;

- суммарная мощность конденсаторов на подстанциях, включенная в течение времени .