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 
 |
| 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. 4.1Таблица 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 нагрузок – отключение 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 нагрузок – отключение 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 нагрузок – отключение 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.