Регулирование напряжения в сети

В этом разделе курсового проекта необходимо решить вопрос обеспечения потребителей качественной электроэнергией. Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям.

К одному из основных показателей качества относится установившееся отклонение напряжения – алгебраическая разность между действительным значением напряжения U _дейст и его номинальным значением U _ном. Эта часть курсового проекта посвящена вопросам регулирования напряжения у потребителей. Используются различные способы регулирования напряжения на подстанциях: с помощью регулировочных отпаек силовых трансформаторов, изменением мощности батарей конденсаторов и синхронных компенсаторов и др.

По ПУЭ на шинах 6 - 10 кВ подстанций должно осуществляться встречное регулирование напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах должно превышать номинальное на 5-10%, в режиме минимальных нагрузок – на 0-5%, в аварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения на 5%. Встречное регулирование предполагает повышение напряжения на шинах подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки. Эффективность встречного регулирования напряжения обусловлена тем, что потери напряжения в сетях пропорциональны протекающим в них величинам нагрузок.

В курсовом проекте необходимо выбрать регулировочные ответвления трансформаторов понижающих подстанций проектируемой сети в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном.

В режиме наибольших нагрузок выбирают такое стандартное значение коэффициента трансформации трансформатора К _т, чтобы выполнялось следующее условие:

U _2Hнб = (1, 05 - 1, 10) U _ном (2.28)

В режиме наименьших нагрузок:

U _2Hнм = U _ном (2.29)

где U _2Hнб – напряжение на шинах НН подстанции в режиме наибольших нагрузок;

U _2Hнм – напряжение на шинах НН подстанции в режиме наименьших нагрузок.

Напряжение на шинах ВН подстанции, например, ПС1, U ₁ будет отличаться от напряжения на шинах электростанции U _А (рис. 2.8.1) на величину потерь в сети DU _С = DU _А1, а напряжение на шинах НН подстанции ПС1, приведенное к ВН , – на величину потерь напряжения в сопротивлении трансформатора D U _т:

(2.30)

(2.31)

где Р _обм и Q _обм – активная и реактивная мощности, определяемые нагрузкой на стороне НН и потерями мощности в обмотках трансформатора, МВт и МВАр, соответственно;

R _т и Х _т – сопротивления обмоток трансформатора, Ом;

U _ном.т – номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ.

Рис.2.8.1. Поясняющая схема участка районной сети

Действительное напряжение на шинах НН подстанции

(2.32)

где К _т – коэффициент трансформации трансформатора;

U _отв – напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН;

U _н.ном. – номинальное напряжение обмотки НН.

Меняя коэффициент трансформации, можно изменять напряжение на стороне НН подстанции U _2H.

Как правило, встречное регулирование напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок осуществляется при разных ответвлениях трансформаторов.

Из (2.32) можно найти желаемое напряжение ответвления U _{отв.жел.} при желаемом напряжении на вторичной стороне U _{2Н жел.}, которое определяется по (2.28) и (2.29).

Далее выбирается ближайшее стандартное ответвление

(2.33)

где a _% – шаг изменения напряжения обмотки ВН трансформаторов при переключении на соседнее регулировочное ответвление;

n – номер искомого регулировочного ответвления.

При выбранных ответвлениях по (2.32) определяются истинные напряжения и отклонения напряжения (в %) на шинах вторичного напряжения трансформаторов во всех рассмотренных режимах сети для каждой подстанции.

Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети

Для сравнительной экономической оценки вариантов технических решений в качестве одного из показателей используются суммарные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта:

(2.34)

где З – сумма дисконтированных затрат;

К_t – капитальные затраты в год t;

И_t – эксплуатационные издержки в год t;

Е _н.п. – норма дисконта;

t – текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

Т _расч. – срок службы объекта.

Дисконтированные затраты приводятся к началу расчётного периода (t = 1).

В формуле (2.34) амортизационные отчисления на реновацию а _р в составе И_t не учитываются, поскольку в условиях рыночных отношений в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или на замену выбывающего объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование К_t, но и на другие цели.

Критерием для выбора варианта развития сети, её части или отдельного объекта является минимум суммарных дисконтированных приведенных затрат.

Капитальные вложения (К), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в прогнозных ценах одного уровня и по источникам равной достоверности.

Расчёты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут применяться по укрупнённым стоимостным показателям (таблицы 3.2.16 – 3.2.22) с применением индексов пересчёта на дату разработки проектных материалов. Одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Стоимость реконструкции, техперевооружения и расширения действующих объектов определяется с учётом затрат, связанных с их реализацией, по формуле:

К _рек = К _нов + К _дем – К _ост (2.35)

где К _нов – стоимость вновь устанавливаемого оборудования;

К _дем – стоимость демонтажа;

К _ост – остаточная стоимость демонтируемого оборудования, которое не отработало нормативный срок службы и пригодно для использования на других объектах.

(2.36)

где К ₀ – первоначальная стоимость демонтируемого оборудования, принимаемая по действующим ценам;

а_р – норма амортизационных отчислений на реновацию (таблица 3.2.14);

t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.

Эксплуатационные издержки (И_t) определяются по выражению:

И_t = (2.37)

где – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учёта затрат на амортизацию (таблица 2.28);

И _ф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, по облигациям и др. по годам расчётного периода;

∆ И_t – затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии ∆ И_t рассчитываются по формуле:

∆ И_t = ∆ Э_t·Ц (2.38)

где ∆ Э_t – расчётные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта;

Ц – тариф на электроэнергию.

При оценке затрат на возмещение потерь величина тарифа на электроэнергию принимается с учётом:

- рынка электроэнергии (оптового или регионального);

- напряжения сети;

- района размещения потребителя.

Тариф на электроэнергию. В структуре тарифного меню должны быть в обязательном порядке представлены двухставочные, одноставочные, зонные тарифы, как по часам суток и времени года, так и интегральные, в разрезе объёмов потребления и уровней напряжения.

Структура тарифа потребителей розничного рынка электроэнергии (РРЭ) следующая:

Т _РРЭ = Т _О + ∆ Т _ПС (2.39)

где Т _РРЭ – тариф потребителя РРЭ;

Т _О – тариф потребителя, отражающий затраты и прибыль энергоснабжающих организаций (экономически обоснованный тариф);

∆ Т _ПС – надбавка к тарифу, складывающаяся в результате перекрёстного субсидирования.

Структура расчётного суммарного тарифа на электроэнергию (Т _рас) при выходе на оптовый рынок электроэнергии следующая:

Т _рас = Т _ОРЭ + Т _У + Т _АО-эн + Т _ЭС (2.40)

где Т _ОРЭ – тариф на электроэнергию в регулируемом и конкурентном секторах ФОРЭМ;

Т _У – суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» и др.;

Т _АО-эн – тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям АО-энерго;

Т _ЭС – тариф на услуги по передаче по сетям других электросетевых организаций (коммунальная энергетика и пр.).

В приведённой структуре Т _рас отдельные составляющие могут отсутствовать, что определяется особенностью проектируемого электросетевого района.

Норма дисконта (Е _н.п.), выраженная в долях единицы или в процентах в год, является основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности инвестиционных проектов. В отечественной практике норму дисконта рекомендуется оценивать исходя из средней европейской депозитной ставки банков на уровне 8 – 12 %.

Расчётные потери электроэнергии в сети определяются по следующим формулам:

Потери в воздушных линиях электропередачи

D W _ВЛ = D Р _кор× 8760 + D Р_max × t (2.41)

где D Р _кор – среднегодовые потери мощности на корону, кВт;

DР_max – потери активной мощности на участке линии, кВт;

t – время максимальных потерь в линии, ч.

Удельные потери на корону в ВЛ в курсовом проекте принимаются следующими:

для U = 220 кВ D Р _кор.уд = 0, 84 кВт/км; для U = 110 кВ D Р _кор.уд = 0, 08 кВт/км [16]

Время максимальных потерь для сетевого района определяется по эмпирической формуле:

t = (0, 124 + T_max / 10000)² × 8760 (2.42)

где T_max – время максимальной нагрузки для сетевого района, ч.

Значения T_max можно определить по выражению:

(2.43)

где P_i – наибольшая активная мощность i - го потребителя, кВт;

T_{max i} – продолжительность использования максимальной нагрузки i -го потребителя, ч.

Потери в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

(2.44)

где D Р _х – потери холостого хода (потери в стали), кВт;

D Р _{обм i} – потери в i -той обмотке трансформатора, кВт;

t_i – время максимальных потерь потребителя, питающегося от данной подстанции, ч.

Определить t можно по (2.42), но Т_max в этом случае для каждой нагрузки имеет свое значение.

Потери в батареях конденсаторов

D Q _Б = 0, 003 Q _Б· T _Б, (2.45)

где Т _Б – время работы батареи, принимается равным 7000 ч для нерегулируемых батарей и 5000-6000 ч для регулируемых.