Расчет установившихся режимов сети

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчет установившегося режима может выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Методы расчета электрических сетей приведены в [3]. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима, в том числе RASTR, применяемой в настоящее время для расчета установившихся режимов.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются:

- составление схемы замещения и расчет ее параметров для наиболее экономичных вариантов сети;

- расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);

- анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;

- параметры нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

Выбор схем подстанций

Выбор схем подстанций при сопоставлении вариантов развития сети может выполняться упрощенно. Ориентировочно число ячеек выключателей на стороне высшего напряжения принимается равным:

- числу присоединений (число линий и трансформаторов) при числе линий меньше четырех;

- числу присоединений плюс одна ячейка при числе линий четыре и более.

6.6.11 Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Технико-экономическое сравнение выполняется для сопоставимых вариантов. Все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности необходимо учитывать величину ущерба от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

(5)

где – нормативныйкоэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, = 0,12; – соответственнокапитальные вложения в линии и подстанции, тыс.руб.; – соответственноиздержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и – издержки на возмещение потерь энер­гии в электрических сетях, тыс.руб.; – математическоеожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, тыс.руб.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и линии электропередачи.

Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и для линий электропередачи рассчитываются по формуле (6). Значение ежегодных издержек для подстанции находятся аналогично по формуле (7)

,(6)

(7)

где – коэффициентотчислений на амортизацию и обслуживание линий, – коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание подстанции.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и линии электропередачи.

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях находятся по формуле

,(8)

где – удельнаястоимость потерь активной энергии, тыс.руб./МВт×ч, тыс.руб./МВт×ч (значение приведено к ценам 2000 г.); – потери мощности в максимальном режиме, МВт.

(9)

где – расчетныйток участка сети, А; – активноесопротивление участка сети, Ом; –число часов максимальных потерь, час.

Время потерь определится по формуле

(10)

где – время использования максимальной нагрузки, час. (задается в исходных данных).

Издержки на возмещение потерь энергии в трансформаторах определяются как

(11)

где – суммарные переменные потери мощности в режиме максимальных нагрузок, кВт; – суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб при ее аварийном отключении можно оценить по выражению

(12)

где – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения (значение зависит от сферы деятельности потребителя и длительности отключения, в расчетах принимается =2 руб./МВт×ч); – максимальная нагрузка потребителя, МВт; – коэффициент вы­нужденного простоя; – число последовательно включенных элементов сети; – среднее время восстановления элемента; – параметр потока отказов элемента ; – степень ограничения потребителя ( =1 при полном отключении потребителя, <1при частичном отключении).

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за разницы стоимости аппаратуры и величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в нем. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если приведенные затраты для них отличаются менее чем на 5 %. В подобных случаях следует выбирать варианты схем с более высокими показателями:

- по напряжению;

- надежности электроснабжения;

- оперативной гибкости схемы (способностью ее работы в различных режимах);

- с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.