2015-06-16
2361.3.3 Розрахунок електричної мережі варіанту III
Кільцева схема. Всі понижуючі підстанції виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній, це обґрунтовується тим, що, по-перше, для прохідних підстанцій у кільцевій схемі транзит не є основним завданням й, по-друге, довжина ліній досить значна.
Рисунок 1.3. Схема кольцевої мережі.
У кільцевій схемі навантаження ПС ураховуємо у вузлах замкнутої мережі ВН і визначаємо потоки потужності на головних ділянках пропорційно довжині ділянок мережі й, виходячи з умов балансу потужності, знаходимо потоки потужності на інших ділянках.
У процесі розрахунку потоків потужності на головних ділянках лінії із двостороннім живленням використають рівняння [1, с.138]:
; 
(1.21)
де SA, SB - потік потужності в мережу на головних ділянках від джерел живлення А и В відповідно;
Sni - навантаження i-й ПС;
Z* iA, Z* iB - сполучені комплекси опорів ліній від i-й ПС до джерел живлення В и А відповідно;
Z* AB - сполучений комплекс сумарного опору всіх ліній мережі із двостороннім живленням між джерелами А и В;
N - кількість ПС у мережі із двостороннім живленням.
На даному етапі розрахунку перетину проводів, а, отже, і їхні опори - невідомі. Допускаючи, що перетини проводів ПЛ однакові, у формулу (1.21) підставляють довжини ліній, замість опорів [1, с.144].
; 
(1.22)
Для розрахунку по формулах (2.21), (2.22) кільцеву мережу представляємо у вигляді лінії із двостороннім живленням. При цьому, кільцеву мережу розриваємо в ЦЖ, заміняючи джерело живлення в ЦЖ двома джерелами живлення: А и A’.
- режим найбільшого навантаження
|
|
Рисунок 1.4. Розрахункова схема кольцевої мережі
S А1=[(15,4+j4,36)(34,8+37,2+34,8+27+37)+ +(30,8+j11,21)(34,8+37,2+34,8+27)(13,2+j3,96)(34,8+37,2+34,8)+(16,5+j5,38)+
+(34,8+37,2)+(20,9+j6,59)34,8]/(34,8+37,2+34,8+27+37+50,4)=45,69+j14,89 МВА
S А’5 = [(20,9+j6,59) (50,4+36 +27+34,8+37,2)+
+(16,5+j5,38) (50,4+36 +27+34,8)+(13,2+j3,96) (50,4+36 +27)+
+(30,8+j11,21) (50,4+36) + (15,4 + j4,36) 50,4] / (34,8+50,4+36 +27+34,8+37,2) = =51,11+j16,61 МВА
Перевірка S А1 + S А’5 = 96,8+j31,5 МВА
S 1+ S 2+ S 3+ S 4+ S 5 = 96,8+j31,5 МВА
S 12 = S A1 – S 1 = 45,69+j14,89-15,4-j4,36 = 30,29+j10,53 МВА
S 23 = S 12 - S 2 = 30,29+j10,53-30,8-j11,21=0,51-j0,68 МВА
S 34 = S 23 + S 3 = 0,51+j0,68+13,2+j3,96=13,71+j4,64 МВА
S 45 = S 34 + S 4 = 13,71+j4,64+16,5+j5,38=30,21+j10,02 МВА
S A’5 = S 45 + S 5 = 30,21+j10,02+20,9+j6,59=51,11+j16,61 МВА
- післяаварійні режими
Рисунок 1.5. Розрахункова схема аварійних режимів кольцевої мережі
S a45 = S 5 = 20,9+j6,59 МВА
S a34 = S a45+ S 4 = 20,9+j6,59+16,5+j5,38 = 37,4+j11,97 МВА
S a23 = S a34+ S 3 = 37,4+j11,97+13,2+j3,96 = 50,6+j15,93 МВА
S a12 = S a23+ S 2 = 50,6+j15,93+30,8+j11,21 = 81,4+j27,14 МВА
S aA1 = S a12+ S 1 = 81,4+j27,14+15,4+j4,36 = 96,8+j31,5 МВА
S a12 = 15,4+j4,36 МВА
S a23 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21= 46,2+j15,57 МВА
S a34 = 46,2+j15,57+13,2+j3,96 = 59,4+j19,53 МВА
S a45 = 59,4+j19,53+16,5+j5,38 = 75,9+j24,91 МВА
S aA5 = 75,9+j24,91+20,9+j6,59 = 96,8+j31,5 МВА
Всі інші розрахунки по варіанту проводяться аналогічно першому варіанту, залежно від потужностей по лініях.
В післяаварійних режимах втрати напруги перевищують припустимі значення (ΔUmax = 28,6%> ΔUдоп=18-22% та ΔUmax = 26,6%> ΔUдоп=18-22%). Тому варіант мережі виключаємо з подальшого розгляду. III варіант - технічно не реалізуємо.
Розрахунки по данному варіанту наведені в таблиця 1.3
1.3.4 Розрахунок електричної мережі варіанту IV
Схема містить кільцеву й магістральну мережі. Понижуючі підстанції ПС1, ПС2, ПС3 виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній. Для підстанції ПС5, ПС4 використані схеми магістральної і тупикової підстанцій.
Рисунок 1.6. Схема магістрально – кільцевої мережі.
Таблиця 1.3 – Результати попереднього розрахунку сталих режимів для кільцевої мережі (Варіант III)
| № п/п | Розрахункова величина | Од. вім. | Зазнач. | Лінії | |||||
| A1 | A5 | ||||||||
| Довжина лінії | км | l | 50,4 | 34,8 | 37,2 | 34,8 | |||
| Потік активної потужності в нормальному режимі | МВт | РЛ | 45,69 | 30,29 | 0,51 | 13,71 | 30,21 | 51,11 | |
| Потік реактивної потужності в нормальному режимі | Мвар | Qл | 14,89 | 10,53 | 0,68 | 4,64 | 10,02 | 16,61 | |
| Потік повної потужності в нормальному режимі | МВА | S Л | 48,06 | 32,07 | 0,85 | 14,47 | 31,83 | 53,74 | |
| Економічно доцільна напруга | кВ | Uекон | 124,4 | 101,8 | 14,3 | 71,3 | 102,0 | 125,7 | |
| Номінальна напруга | кВ | Uном | |||||||
| Струм навантаження в нормальному режимі | А | I Л | 252,3 | 168,3 | 4,5 | 76,0 | 167,1 | 282,1 | |
| Розрахунковий струм | А | Ip | 317,9 | 212,1 | 5,7 | 95,8 | 210,5 | 355,4 | |
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах | мм2 | n х F | 1xAC240/32 | 1xAC185/29 | 1xAC70/11 | 1xAC120/19 | 1xAC185/29 | 1xAC240/32 | |
| Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F | А | Iдоп | |||||||
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А5) | МВА | Р ЛА + jQ ЛА | 96,8+j31,5 | 81,4+j27,4 | 50,6+j15,93 | 37,4+j11,97 | 20,9+j6,59 | - | |
| Потік повної потужності в післяаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А1) | МВА | Р ЛА + jQ ЛА | - | 15,4+j4,36 | 46,2+j15,57 | 59,4+j19,53 | 75,9+j24,91 | 96,8+j31,5- | |
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп | мм2 | n х F | 1xAC240/32 | 1xAC185/29 | 1xAC95/16 | 1xAC120/19 | 1xAC185/29 | 1xAC240/32 | |
| Питомий активний опір фази лінії | Ом/км | r0 | 0,12 | 0,162 | 0,306 | 0,249 | 0,162 | 0,12 | |
| Питомий індуктивний опір фази лінії | Ом/км | X0 | 0,405 | 0,413 | 0,434 | 0,427 | 0,413 | 0,405 | |
| Активний опір лінії | Ом | r | 6,05 | 5,83 | 8,26 | 8,67 | 6,03 | 4,18 | |
| Індуктивний опір лінії | Ом | X | 20,41 | 14,87 | 11,72 | 14,86 | 15,36 | 14,09 | |
| Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі | % | ΔU Л | 4,8 | 2,8 | 0,1 | 1,6 | 2,8 | 3,7 |
Продовження таблиці 2.3
| Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі | % | ΔUmax | 7,6 | 8,2 | |||||
| Втрати напруги у ПЛ у післяаварийному режимі 1 | % | ΔU ЛА | 10,2 | 7,3 | 5,0 | 4,2 | 1,9 | - | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в післяаварийному режимі 1 | % | ΔUА1max | 28,6 | - | |||||
| Втрати напруги у ПЛ у післяаварийному режимі 2 | % | ΔU ЛА2 | - | 1,3 | 4,7 | 6,7 | 6,9 | 7,0 | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в післяаварийному режимі 2 | % | ΔUА2max | - | 26,6 |
Робимо розрахунок потужності для кільцевої ділянки схеми.
- режим найбільшого навантаження
- 
Рисунок 1.7. Розрахункова схема магістрально-кольцевої мережі
S А1=[(15,4+j4,36)(39,6+27+36)+(30,8+j11,21)(39,6+27)+
+(13,2+j3,96)39,6] / (39,6+27+36+50,4)=27,15+j8,83 МВА
S А’3 =[(13,2+j3,96) (50,4+36 +27)+(30,8+j11,21)(50,4+36)+
+(15,4+j4,36)50,4] / (50,4+36 +27 +39,6) = 32,25 + j10,7 МВА
Перевірка S А1 + S А’3 = 59,4+j19,53 МВА
S 1+ S 2+ S 3 = 59,4+j19,53 МВА
S 12 = 27,15+j8,83-15,4-j4,36 = 11,75+j4,47 МВА
S 23 = 11,75+j4,47-30,8-j11,21 = - 19,05-j6,74 МВА
S A’3 = 19,051+j6,74+13,2+j3,96 = 32,25+j10,7 МВА
- післяаварійні режими
Рисунок 1.8. Розрахункова схема аварійних режимів магістрально-кольцевої мережі
S a23 = 13,2+j3,96 МВА
S a12 = 13,2+j3,96+30,8+j11,21 = 44+j15,17 МВА
S aA1 = 44+j15,17+15,4+j4,36 = 59,4+j19,53 МВА
S a12 = 15,4+j4,36 МВА
S a23 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21= 46,2+j15,57 МВА
S aA’3 = 46,2+j15,57+13,2+j3,96 = 59,4+j19,53 МВА
Для магістральної мережі потоки потужностей такі
- режим найбільшого навантаження
Рисунок 1.9. Розрахункова схема магістрально-кольцевої мережі
S 54 = 16,5+j5,38 МВА
S A5 = 16,5+j5,38+20,9+j6,59 = 37,4+j11,97 МВА
- післяаварійні режими
Рисунок 1.10. Розрахункова схема аварійних режимів магістрально-кольцевої мережі
S 54 = 16,5+j5,38 МВА
S A5 = 37,4+j11,97 МВА
Інші розрахунки по варіанті розраховуються по формулах (1.13), (1.14), (1.15), (1.16), (1.18), (1.19), (1.20); відповідно до потужностей для даного варіанта.
У нормальному й послеаварийных режимах максимальні втрати напруги в мережі не перевищують припустимих значень за умовою регулювання напруги, струм у всіх лініях менше припустимого по нагріванню. IV варіант - технічно реалізуємо.
Всі розрахункові дані наведені в таблиці 1.4.
1.3.5 Розрахунок електричної мережі варіанту V
Понижуючі підстанції ПС1, ПС2, ПС4, ПС5 виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній. ПС3 є вузловою підстанцією. Для цієї підстанції використана схема однієї робочої, секціонованої вимикачем й обхідною системою шин.
Рисунок 1.11. Схема складнозамкнутої мережі.
Таблиця 1.4 – Результати попереднього розрахунку сталих режимів для сложнозамкнутої конфігурації, мережі
(Варіант IV)
| № п/п | Розрахункова величина | Од. вім. | Зазн. | Лінії | |||||
| A1 | A’3 | A5 | |||||||
| Довжина лінії | км | l | 50,4 | 39,6 | 34,8 | 37,2 | |||
| Потік активної потужності в нормальному режимі | МВт | Р Л | 27,15 | 11,75 | 19,05 | 32,25 | 37,4 | 16,5 | |
| Потік реактивної потужності в нормальному режимі | Мвар | Q Л | 8,83 | 4,47 | 6,74 | 10,7 | 11,97 | 5,38 | |
| Потік повної потужності в нормальному режимі | МВА | S Л | 28,55 | 12,57 | 20,21 | 33,98 | 39,27 | 17,35 | |
| Економічно доцільна напруга | кВ | Uекон | 66,,4 | 87,3 | 105,3 | 82,2 | 56,2 | ||
| Номінальна напруга | кВ | Uном | |||||||
| Струм навантаження в нормальному режимі | А | I Л | 149,9 | 106,1 | 178,4 | 103,1 | 45,6 | ||
| Розрахунковий струм | А | Ір | 188,9 | 83,2 | 133,7 | 224,8 | 129,9 | 57,5 | |
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах | мм2 | n х F | 1xAC185/29 | 1xAC120/19 | 1xAC120/19 | 1xAC240/32 | 1xAC120/19 | 1xAC70/11 | |
| Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F | А | Iдоп | |||||||
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А3) | МВА | Р ЛА+jQ ЛА | 59,4+j19,53 | 44+j15,17 | 13,2+j3,96 | - | |||
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А1) | МВА | РЛА+jQ ЛА | - | 15,4+j4,36 | 46,2+j15,57 | 59,4+j19,53 | |||
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 3 (ушкоджений один ланцюг лінії А54) | МВА | Р ЛА + jQ ЛА2 | 37,4+j11,97 | 16,5+j5,38 | |||||
| Струм у послеаварийном урежимі 1. | А | I ЛА | 72,3 | - | |||||
| Струм у послеаварийному режимі 2. | А | I ЛА | - | ||||||
| Струм у послеаварийному режимі 3. | А | I ЛА |
Продовження таблиці 1.4
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп | мм2 | n х F | 1xAC185/29 | 1xAC120/19 | 1xAC120/19 | 1xAC240/32 | 1xAC120/19 | 1xAC70/11 | |
| Питомий активний опір проведення | Ом/км | r0 | 0,162 | 0,249 | 0,249 | 0,12 | 0,249 | 0,428 | |
| Питомий індуктивний опір фази лінії | Ом/км | X0 | 0,413 | 0,427 | 0,427 | 0,405 | 0,427 | 0,444 | |
| Активний опір проведення ПЛ | Ом | r | 8,16 | 8,96 | 6,72 | 4,75 | 4,33 | 7,96 | |
| Індуктивний опір лінії | Ом | X | 20,82 | 15,37 | 11,53 | 16,04 | 7,43 | 8,26 | |
| Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі | % | ΔU Л | 3,35 | 1,44 | 1,7 | 2,68 | 2,07 | 1,45 | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі | % | ΔUmax | 4,79 | 4,38 | 3,52 | ||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 1 | % | ΔU ЛА | 7,37 | 5,19 | 1,11 | - | |||
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 1 | % | ΔUАmax | 13,67 | ||||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 2 | % | ΔU ЛА | - | 1,69 | 4,05 | 4,92 | |||
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 2 | % | ΔUАmax | 10,66 | ||||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 3 | % | ΔU ЛА | 4,14 | 2,9 | |||||
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 3 | % | ΔUАmax | 7,04 |
При розрахунку режимів складнозамкнутої мережі використаємо метод перетворення мережі. Цей метод полягає в тім, що мережа поступовими перетвореннями приводиться до ПЛ із двостороннім живленням, у якій знаходимо розподіл потужностей, як у простій замкнутій мережі. Потім розгортанням схеми визначаємо розподіл потужностей у вихідній мережі [1].
На першому етапі звільнимося від проміжних навантажень на ПС1, ПС2. Для цього рознесемо навантаження ПС1 до вузлів А і 2:
Рисунок 1.12. Розрахункова схема складнозамкнутої мережі
S 2сум = S 2 + S 12 = 30,8+j11,2+8,98+j2,54 = 39,78+j13,75 МВА
l Aсум = l A1+ l 12 = 50,4+36 = 86,4 км.
Розносимо сумарне навантаження ПС2 до вузлів А і 3:
Рисунок 1.13. Розрахункова схема складнозамкнутої мережі
S 3сум = S 3 + S 2сум3 = 13,2+j3,26+30,31+j10,48 = 43,51+j13,74 МВА
.
Розраховуємо кільцеву мережу А-3-4-5-А’
Рисунок 1.14. Розрахункова схема складнозамкнутої мережі
S ΣА3 =[(43,51+j13,74) (34,8+37,2 +34,8)+(16,5+j5,38)(34,8+37,2)+
+(20,9+j6,59)34,8] / (34,8+37,2 +34,8 +29,4) = 48,18 + j15,3 МВА
S А’5 = [(20,9+j6,59) (29,4+34,8 +37,2)+(16,5+j5,38)(29,4+34,8)+
+(43,51+j13,74)29,4] / (29,4+34,8+37,2 +34,8) = 32,73 + j10,41 МВА
Перевірка SΣА3+ SА’5 = 80,91+j25,17 МВА
S Σ3+ S 4+ S 5 = 80,91+j25,17 МВА
S 34 = 48,18+j15,3-43,51-j13,74 = 4,67+j1,56 МВА
S 45 = 4,67+j1,56-16,5-j5,38 = - 11,83-j3,82 МВА
S A’5 = 11,83+j3,82+20,9+j6,59 = 32,73+j10,41 МВА
Розгортаємо кільцеву мережу А-3-4-5-А’ до виду складнозамкнутої та визначемо розподіл потужностей
Рисунок 1.15. Розрахункова схема складнозамкнутої мережі
S А12 = S А123 + S 2ΣА = 12,47+j3,96+9,47+j3,27 = 21,94+j7,23 МВА
S 23 = S А123 - S 2Σ3 = 12,47+j3,96-30,31+j10,48 = -17,84+j6,52 МВА
S А1 = S А12+ S 1А = 21,94+j7,23+6,42+j1,82 = 28,36+j9,05 МВА
S А1 = S А12- S 12 = 21,94+j7,23-8,98+j2,54 = 12,96+j4,69 МВА
Перевірка:
1) S А1+ S A3+ S А’5 = 96,8+j30,8 МВА
S 1+ S 2+ S 3+ S 4+ S 5 = 96,8+j30,8 МВА
2) S А3 = S 3+ S 34 + S 32
35,71+j11,34 = 35,71+j11,34 МВА
Розрахунок післяаварійних режимів виконуємо для трьох варіантів: вимкнення ліній А1, А3, A5
Вимикаємо лінію А1
Рисунок 1.16. Розрахункова схема аварійного режиму складнозамкнутої мережі
S 12 = 15,4+j4,36 МВА
S 32 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21 = 46,2+j15,57 МВА
S 3Σ = 13,2+j3,26+46,2+j15,57 = 59,4+j18,83 МВА
S А3 =[(59,4+j18,83) (34,8+37,2 +34,8)+(16,5+j5,38)(34,8+37,2)+
+(20,9+j6,59)34,8] / (34,8+37,2 +34,8 +29,4) = 56,42 + j17,95 МВА
S А’5 = [(20,9+j6,59) (39,6+34,8 +37,2)+(16,5+j5,38)(39,6+34,8)+
+(59,4+j18,83)39,6] / (39,6+34,8+37,2 +34,8) = 40,38 + j12,85 МВА
Перевірка:
S 3Σ+ S 4 + S 5 = 96,8+j30,8 МВА
S А3+ S А’5 = 96,8+j30,8 МВА
S 34 = 56,42+j17,95-59,4-j18,83 = -2,98-j0,88 МВА
S 45 = 2,98+j0,88+16,5+j5,38 = 19,48+j6,26 МВА
S A’5 = 19,48+j6,26+20,9+j6,59 = 40,38+j12,85 МВА
Вимикаємо лінію А5:
Рисунок 1.17. Розрахункова схема аварійного режиму складнозамкнутої мережі
Рисунок 1.18. Розгорнута схема аварійного режиму складнозамкнутої
мережі
S 45 = 20,9+j6,59 МВА
S 34 = 20,9+j6,59+16,5+j5,38 = 37,4+j11,97 МВА
S 3Σ = 13,2+j3,26+37,4+j11,97 = 50,6+j15,23 МВА
S А1 =[(15,4+j4,36) (39,6+27 +36)+(30,8+j11,21)(39,6+27)+
+(50,6+j15,23)39,6] / (50,4+27 +36 +39,6) = 36,83 + j11,74 МВА
S А3 = [(50,6+j15,23) (50,4+27 +36) +(30,8+j11,21) (50,4+36) +
+(15,4+j4,36)50,4] / (50,4+27 +36 +39,6) = 59,97 + j19,05 МВА
Перевірка:
S 1+ S 2 + S 3Σ = 96,8+j30,8 МВА
S А1+ S А’3 = 96,8+j30,8 МВА
S 12 = 36,83+j11,74-15,4-j4,36 = 21,43+j7,38 МВА
S 23 = 21,43+j7,38-30,8-j11,21 = 9,37+j3,83 МВА
S A’3 = 9,37+j3,83+50,6+j15,23 = 59,97+j19,05 МВА
Післяаварійний режим складнозамкненої електричної мережі при вимкненні лінії А3 відповідає результатам нормального режиму кільцевої мережі (вваріант ІІІ)
Інші розрахунки по варіанті розраховуються по формулах (1.13), (1.14), (1.15), (1.16), (1.18), (1.19), (1.20); відповідно до рівчаків потужності для даного варіанта.
У післяаварійних режимах, вихід з ладу ділянок А1,А2,А3, максимальна напруга в мережі не перевищує припустимі значення за умовою регулювання напруги (ΔUmax < 18-20 %). Тому V варіант - технічно реалізуєм.
Всі розрахункові дані наведені в таблиці 1.5.
1.4 Вибір трансформаторів
Вибираємо трансформатори з умови, що енергосистема може забезпечити при виході із ладу одиного трансформаторів на ремонт або заміну протягом доби, і потрібне резервування споживачів I й II категорій. При цьому трансформатор, що залишився в роботі, повинен забезпечити живлення споживачів I й II категорій ПС з урахуванням припустимого перевантаження на 40% [8, с.33]
, (1.23)
де SI,IIni -максимальна потужність споживачів I й II категорії.
Робимо перевірку завантаження трансформаторів по коефіцієнтами завантаження в нормальному режимі:
(1.24)
Таблиця 1.5 – Результати попереднього розрахунку сталих режимів для складнозамкненої конфігурації мережі
(Варіант V)
| № п/п | Розрахункова величина | Од. вім. | Зазн. | Лінії | ||||||
| A1 | А’5 | А3 | ||||||||
| Довжина лінії | км | l | 50,4 | 34,8 | 37,2 | 37,2 | 39,6 | |||
| Потік активної потужності в нормальному режимі | МВт | Р Л | 28,36 | 12,96 | 17,84 | 4,67 | 11,83 | 32,73 | 35,71 | |
| Потік реактивної потужності в нормальному режимі | Мвар | Q Л | 9,05 | 4,69 | 6,52 | 1,56 | 3,82 | 10,41 | 11,34 | |
| Потік повної потужності в нормальному режимі | МВА | S Л | 29,77 | 13,78 | 18,99 | 4,92 | 12,43 | 34,35 | 37,47 | |
| Економічно доцільна напруга | кВ | Uекон | 69,5 | 79,4 | 42,7 | 66,7 | ||||
| Номінальна напруга | кВ | Uном | ||||||||
| Струм навантаження в нормальному режимі | А | I Л | 156,3 | 72,3 | 99,7 | 25,8 | 65,3 | 180,3 | 196,7 | |
| Розрахунковий струм | А | Ір | 196,9 | 91,2 | 125,6 | 32,6 | 82,2 | 227,2 | 247,8 | |
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах | мм2 | n х F | 1xAC185/29 | 1xAC120/19 | 1xAC120/19 | 1xAC70/11 | 1xAC120/19 | 1xAC240/32 | 1xAC240/32 | |
| Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F | А | Iдоп | ||||||||
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А1) | МВА | Р ЛА+jQ ЛА | - | 15,4+j4,36 | 46,2+j15,57 | 2,98+j0,88 | 19,48+j6,26 | 40,38+ j12,85 | 56,42+ j17,95 | |
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А5) | МВА | РЛА+jQ ЛА | 36,83+j11,7 | 21,43+j7,38 | 9,37+j3,83 | 37,4+j11,97 | 20,9+j6,59 | - | 59,97+ j19,05 | |
| Потік повної потужності в послеаварийному режимі 3 (ушкодженa лінія А3) | МВА | Р ЛА + jQ ЛА2 | 45,69+j14,8 | 30,29+j10,5 | 0,51+j0,68 | 13,71+j4,64 | 30,21+j10,02 | 51,11+ j16,61 | - | |
| Струм у послеаварийном урежимі 1. | А | I ЛА | - | 255,9 | 16,3 | 107,4 | 222,4 | 310,8 | ||
| Струм у послеаварийному режимі 2. | А | I ЛА | 202,9 | 53,1 | 206,1 | - | 330,3 | |||
| Струм у послеаварийному режимі 3. | А | I ЛА | 252,3 | 168,3 | 4,5 | 167,1 | 282,1 | - |
Продовження таблиці 1.5
| Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп | мм2 | n х F | 1xAC185/29 | 1xAC120/19 | 1xAC120/19 | 1xAC70/11 | 1xAC120/19 | 1xAC240/32 | 1xAC240/32 | |
| Питомий активний опір проведення | Ом/км | r0 | 0,162 | 0,249 | 0,249 | 0,428 | 0,249 | 0,12 | 0,12 | |
| Питомий індуктивний опір фази лінії | Ом/км | X0 | 0,413 | 0,427 | 0,427 | 0,444 | 0,427 | 0,405 | 0,405 | |
| Активний опір проведення ПЛ | Ом | r | 8,16 | 8,96 | 6,72 | 14,89 | 9,96 | 4,18 | 4,75 | |
| Індуктивний опір лінії | Ом | X | 20,82 | 15,37 | 11,53 | 15,45 | 15,88 | 14,09 | 16,04 | |
| Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі | % | ΔU Л | 3,47 | 1,56 | 1,61 | 0,77 | 1,41 | 2,34 | 2,91 | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі | % | ΔUmax | 5,03 | 4,52 | 3,75 | 2,91 | ||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 1 | % | ΔU ЛА | - | 1,69 | 4,05 | 0,48 | 2,31 | 2,89 | 4,59 | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 1 | % | ΔUАmax | - | 11,42 | 4,59 | |||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 2 | % | ΔU ЛА | 4,5 | 2,52 | 0,89 | 6,13 | 2,46 | - | 4,88 | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 2 | % | ΔUАmax | 7,02 | 9,48 | - | 4,88 | ||||
| Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 3 | % | ΔU ЛА | 5,64 | 3,58 | 0,09 | 2,28 | 3,63 | 3,7 | - | |
| Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 3 | % | ΔUАmax | 9,22 | 9,7 | - |
і при відключенні одного трансформатора
(1.25)
При визначенні завантажень трансформаторів у післяаварийному режимі по формулі (2.23), у післяаварийному режимі необхідно враховувати, що частина споживачів III категорії може бути відключена для забезпечення Каз < 1,4. Варто визначити процентний обсяг споживачів III категорії, що підлягають відключенню (NШоткл). Він визначається по формулі:
(1.26)
де SIIIni - повна потужність споживачів Ш категорії.
Відомості про трансформатори вносимо в таблицю 1.6.
Таблиця 1.6 – Вибір трансформаторів
| № п/п | Розрахункова величина | Зазн | Підстанції | |||||
| 4* | ||||||||
| Номінальна напруга підстанції, кВ | Uном | |||||||
| Найбільше повне навантаження ПС, МВА | Sni | 16,004 | 32,776 | 13,78 | 17,356 | 17,356 | 21,913 | |
| У тому числі споживачів 1, 2 категорії, % | SI,IIni | 12,803 | 29,498 | 9,646 | 6,942 | 6,942 | 15,339 | |
| Номінальна потужність трансформаторів, МВА | Sт ном | |||||||
| Тип трансформаторів | - | ТДН | ТДН | ТДН | ТДН | ТДН | ТДН | |
| Кількість трансформаторів на ПС | nтр | |||||||
| Завантаження трансформаторів у нормальному режимі, в.о. | Кнз | 0,8 | 0,66 | 0,69 | 0,54 | 1,08 | 0,68 | |
| Завантаження трансформаторів у послеаварийному режимі | Каз | 1,28 | 1,18 | 0,96 | 0,69 | - | 0,96 | |
| Обсяг споживачів 3 категорії, що підлягають відключенню в послеаварийному режимі. | NIIIотк | 62,6 | - | - | 33,2 | - | - |
1.5 Вибір раціональної схеми електричної мережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентноздатних варіантів.
Із п’яти розглянутих варіантів технічно реалізовані чотири.
Проведемо експертну оцінку цих варіантів (таблиця 1.7).
У всіх розглянутих варіантах достатній запас по регулюванню напруги трансформаторами із РПН. Виділити варіант, що явно програє техніко-економічно порівняно складно. В варіанті ІV найменші капіталовкладення на підстанціях; а в варіанті V найменші витрати на спорудження ліній; варіант І має найдовші лінії і значну кількість осередків вимикачів.
Оптимальний варіант вибираємо по мінімуму наведених витрат без обліку очікуваного збитку так, як варіанти мають резервування [5].
З = Ен К И + У, (1.26)
де К- капітальні витрати на будівництво;
И- річні витрати виробництва;
У- Очікуваний середньорічний збиток від перерв електропостачання;
Таблиця 1.7 – Дані для експертної оцінки варіантів
| № п/п | Розрахункова величина | Од. вим. | Зазн. | Варіанти | |||
| Номінальна напруга мережі | кВ | Uном | |||||
| Втрата напруги в нормальному режимі | % | ΔUн | 3,6 | 3,6 | 4,8 | 5,03 | |
| Втрата напруги в послеаварийному режимі | % | ΔUа | 7,2 | 7,2 | 13,7 | 13,47 | |
| Кількість осередків лінійних вимикачів | шт. | nцп | |||||
| Кількість осередків вимикачів на ПС | шт. | nпс | |||||
| Сумарна довжина ЛЕП в одноланцюговому виконанні | км | lΣ | 428,4 | 259,8 | |||
| Кількість трансформаторів | шт | nт |
Ен- коефіцієнт приведення до одного року.
Розрахунок по (1.26) проводиться при допущенні, що вартість устаткування, будівельно-монтажних робіт й експлуатації змінилися пропорційно в порівнянні з даними, наведеними в довідковій літературі.
Розрахунок капітальних вкладень наведений у таблиці 1.8
Таблиця 1.8 – Розрахунок капітальних вкладень
| № п/п | Елемент мережі | Од. вим | Зазнач. | Кош-тує од. | Варіант I (ІІ) | Варіант IV | Варіант V | |||
| Кіл. | Кош-тує | Кіл. | Кош-тує | Кіл. | Кош-тує | |||||
| ЦЖ і ПС | ||||||||||
| 1.1 | Осередку лінійних вимикачів у ЦЖ | шт | п цп | |||||||
| 1.2 | Місток з вимикачами й неавтоматичною перемичкою | шт | п врп | - | - | |||||
| 1.3 | Два блоки лінія тр-р з неавтоматичною перемичкою | шт | п врн | 82,9 | 331,6 | 165,8 | - | - | ||
| 1.4 | ОРП з одним вимикач. | шт | п врп | - | - | - | - | |||
| 1.5 | Осередки лінійних вимикач ОРП ПС зі збірними шинами | шт | п пс | - | - | - | - | |||
| 1.6 | Трансформатори | |||||||||
| ТДН 10000/110 | шт | |||||||||
| ТДН 16000/110 | шт | Кт | ||||||||
| ТДН 25000/110 | шт | |||||||||
| 1.7 | Пост. частина затрат | |||||||||
| Місток | ||||||||||
| З одним вимикачем | Кпост | - | - | - | - | |||||
| Зі збірними шинами | - | - | - | - | ||||||
| Разом по ЦЖ і ПС | Кп | - | - | 2116,6 | - | 2333,8 | - | |||
| ПЛ | ||||||||||
| 2.1 | Одноланцюгові із проводами: | |||||||||
| АС – 70/11 | км | К0 | 10,5 | - | - | - | - | 34,8 | 365,4 | |
| АС – 120/19 | км | К0 | 10,8 | 62,4 | 673,9 | 680,4 | 100,2 | 1082,2 | ||
| АС – 185/29 | км | К0 | 12,6 | - | - | 50,4 | 635,0 | 50,4 | 635,0 | |
| АС – 240/32 | км | К0 | - | - | 39,6 | 554,4 | 74,4 | 1041,6 | ||
| 2.2 | Двуланцюгові із проводами: | |||||||||
| 2xАС – 70/11 | км | К0 | 15,8 | 77,4 | 1222,9 | 37,2 | 587,8 | - | - | |
| 2xАС – 95/16 | км | К0 | 16,9 | 34,8 | 588,1 | - | - | - | - | |
| 2xАС – 120/19 | км | К0 | - | - | 34,8 | 591,6 | - | - | ||
| 2xАС – 150/24 | км | К0 | 39,6 | - | - | - | - | |||
| Разом по ПЛ | Кл | - | - | 3276,9 | - | 3049,2 | - | 3124,2 | ||
| Разом по мережі | К | - | - | 5393,5 | - | - | 5702,2 |
Витрати на експлуатацію (И, тис. грн) складаються із двох частин: частину пропорційну капіталовкладенням Ик і витратам на компенсування втрат електроенергії (ИΔW ). Складова Ик є відрахуваннями на амортизацію, ремонт й обслуговування устаткування:
Ик = 0,01 · p · К. (1.27)
Нормативні коефіцієнти відрахувань [4] становлять для ВЛ 110 кВ на залізобетонних опорах рвл=2,8%, для ПС 110 кВ рпс=9,4%. Розрахунок Ик для розглянутих варіантів буде наведений у загальній таблиці техніко-економічного порівняння таблиця 1.11.
Визначимо складову ИΔW. Вона залежить від річних втрат електроенергії в мережі (ΔW) і питомих витрат на відшкодування втрат електричної енергії в мережі (CE):
ИΔW=ΔW·CЕ. (1.28)
Для європейської частини СНД, при Тнб=5280 годин і коефіцієнті влучення в максимум енергосистеми Км=0,9 визначимо за графіком [4, рисунок 8.1] CЕ=ƒ(τ/км). Час максимальних втрат [5], годин
τ = [ 0,124 + Тнб / 10000 ] 2· 8760, (1.29)
τ= 
Для τ / Км = 3724 / 0,9 = 4138 рік CЕ = 
Втрати електроенергії знаходимо через час найбільших втрат
ΔW = ΔРнб·τ (1.30)
Щорічні витрати потужності електроенергії та втрати на їх відшкодування приведені в таблиці 1.9.
Виконаємо розрахунок втрат потужності електроенергії та втрат на їх відшкодування для трансформаторів ПС. Розрахунки приведені в таблиці 1.10.
Таблиця 1.9 – Щорічні витрати потужності електроенергії в лініях та
витрати на їх відшкодування
| Лінії | Sл, МВА | Rл, Ом | Зазн | Од.вим. | Варіант | ||
| (I)II | IV | V | |||||
| А1 | 10,79 | ΔРА1 | МВт | 0,23 | - | - | |
| 13,78 | 5,78 | ΔР23 | МВт | 0,09 | - | - | |
| А2 | 46,45 | 3,92 | ΔРА2 | МВт | 0,70 | - | - |
| А4 | 17,35 | 15,54 | ΔРА4 | МВт | 0,39 | - | - |
| А5 | 21,91 | 5,33 | ΔРА5 | МВт | 0,21 | - | - |
| А1 | 28,55 | 8,16 | ΔРА1 | МВт | - | 0,55 | - |
| 12,52 | 8,96 | ΔР12 | МВт | - | 0,12 | - | |
| 20,21 | 6,72 | ΔР23 | МВт | - | 0,23 | - | |
| А3 | 33,98 | 4,75 | ΔРА3 | МВт | - | 0,45 | - |
| А5 | 29,27 | 4,33 | ΔРА5 | МВт | - | 0,32 | - |
| 17,35 | 7,96 | ΔР54 | МВт | - | 0,20 | - | |
| А1 | 29,77 | 8,16 | ΔРА1 | МВт | - | - | 0,60 |
| 13,78 | 8,96 | ΔР12 | МВт | - | - | 0,14 | |
| 18,99 | 6,72 | ΔР23 | МВт | - | - | 0,20 | |
| 4,92 | 14,89 | ΔР34 | МВт | - | - | 0,03 | |
| 12,43 | 9,26 | ΔР45 | МВт | - | - | 0,12 | |
| А5 | 34,35 | 4,18 | ΔРА5 | МВт | - | - | 0,34 |
| А3 | 37,47 | 4,75 | ΔРА3 | МВт | - | - | 0,55 |
| Всього втрат активної потужності | ΔРл | МВт·ч | 1,62 | 1,87 | 1,98 | ||
| Втрати ел.енерргії в лініях | ΔWл | МВт·ч | 6032,9 | 6963,9 | 7373,5 | ||
| Кошторис втрат ел.ен. в лініях | ИΔWл | Тис.гр | 117,6 | 135,1 | 143,0 |
Таблиця 1.10 – Щорічні втрати потужності на ПС та витрати на їх
відшкодування
| № | Показник | Познач | Підстанції | |||||
| Вар.ІІ | Вар.IV,V | |||||||
| Найбільше повне навантаження на стороні НН, ПС, МВА | Sні | 16 | 32,78 | 13,78 | 17,36 | 17,36 | 21,91 | |
| Номінальна потужність трансформатора, МВА | Sном | |||||||
| Кількість трансформаторів, шт | п т | |||||||
| Втрати активної потужності ХХ, МВт | ΔРхі | 0,014 | 0,027 | 0,014 | 0,019 | 0,014 | 0,019 | |
| Втрати активної потужності КЗ, МВт | ΔРкі | 0,06 | 0,12 | 0,06 | 0,085 | 0,06 | 0,085 | |
| Втрати активної потужності ХХ в п т тарнсформаторах, МВт | ΔРст і | 0,028 | 0,054 | 0,028 | 0,019 | 0,028 | 0,038 | |
| Втрати активної потужності КЗ в п т тарнсформаторах, МВт | ΔРмі | 0,077 | 0,103 | 0,057 | 0,1 | 0,09 | 0,08 | |
| Постійні втрати енергії в п т тарнсформаторах МВт·год | ΔWх | 245,3 | 473,0 | 245,3 | 166,4 | 245,3 | 332,9 | |
| Навантажувальні втрати ел.ен в п т тарнсформаторах МВт·год | ΔWн | 286,0 | 281,0 | 155,2 | 272,6 | 246,3 | 217,1 | |
| Втрати ел.ен в п т тарнсформаторах МВт·год | ΔWт | 531,3 | 400,5 | 491,6 | ||||
| Витрати на відновлювання втрат ел.ен в п т тарнсформаторах тис·гр | ИΔWт | 10,3 | 14,6 | 7,8 | 8,5 | 9,5 | 10,7 |
На ПС4 (варіант ІІ) підключення виконано одноланцюговою ПЛ, тому для неї проводиться розрахунокущербу.
Ущерб від вимушених простроїв
Ущерб від планових простроїв
Очікуваний ущерб від недоотпуска електроенергії
У = УВ + УП =29,4+165 = 194,4 тис.гр.
Втрати потужності в режимі найбільших навантажень:
(2.31)
Розрахунок наведених витрат наведений у таблиці 1.11.
Таблиця 1.11 – Підсумкова таблиця порівняння варіантів по наведених витратах при будівництві мережі в один рік, тис. грн.
| № п/п | Розрахункова величина | Обозн. | Варіанти |
| II | IV | V | |
| Вартість врахованих елементів ЦЖ і ПС | Кп | 211 |
