39543

Вибір варіанту розвитку мережі 110/35 кВ Красноармійського району в зв’язку з будівництвом тваринницького комплексу по відгодівлі свиней і підстанції АПК

Дипломная

Производство и промышленные технологии

В роботі на підставі аналізу режимів зроблений висновок про неможливість використання варіанту підключення ПС АПК до мережі 35 кВ, який запропонований ООО «Донецкэнергосетьпроект». Дане техніко-економічне обґрунтування варіанту приєднання нової підстанції до лінії 35 кВ, яка пов’язує ПС Новоекономічна 35 Воздвіженовка 35. Виконаний економічний аналіз проекту.

Украинкский

2013-10-07

8.71 MB

9 чел.

7

Стор.

ЗМІСТ

Вступ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

1

Вихідні дані . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

1.1  Загальні положення. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

1.2  ТЗ на проектування підстанції АПК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

  

1.3  ТЗ на проектування повітряної лінії 35 кВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .    

 11

2

Техніко-економічне обґрунтування розвитку районої електричної мережі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12

2.1  Аналіз схеми, до якої можливе приєднання ПС АПК. . . . . . . . . . .

12

2.2  Характеристика навантажень ПС АПК . .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

2.3  Вибір трансформаторів на ПС АПК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21

2.4  Розробка варіантів розвитку Красноармійського РЕМ. . . . . . . . . .

27

2.5  Розрахунок усталених режимів в мережі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

2.6  Аналіз можливості технічної реалізації варіантів . . . . . . . . . . . . . .   

   2.6.1  Перевірка завантаження ліній електропередач . . . . . . . . . . . .      

   2.6.2  Перевірка мережі за умов нагрівання проводів . . . . . . . . . . . .      

   2.6.3  Перевірка регулюючої здібності трансформаторів . . . . . . . . .

40

 40

 44

 49  

2.7  Розрахунок капіталовкладень в варіанти розвитку мережі . . . . . .

52

2.8  Розрахунок щорічних витрат . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .

2.9  Розрахунок збитків при перервах живлення . . . . . . . . . . . . . . . . . .     

2.10  Оптимізація точки розмикання мережі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .    

2.11  Вибір оптимального варіанту розвитку  мережі . . . . . . . . . . . . .       

55

 56

 60

 61

3

Вибір основного електротехнічного обладнання . . . . . . . . . . . . . . . . . .

63

3.1  Розрахунок струмів короткого замикання . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

63

3.2  Вибір комутаційних апаратів. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

68

3.3  Вибір вимірювальних трансформаторів. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

    3.3.1  Система вимірювань на підстанції . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .     

    3.3.2   Вибір трансформаторів струму . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .      

    3.3.3   Вибір трансформаторів напруги . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .    

70

70

71

73

3.4  Вибір струмопровідних частин . . . . .   .   . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

   3.4.1   Вибір ошиновки з боку 35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .         

   3.4.2   Вибір ошиновки розподільчого пристрою 10 кВ . . . . . . . . .           

75

75

76

3.5  Вибір трансформаторів власних потреб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

78

3.6  Вибір джерела оперативного живлення . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

79

4

Техніко-економічні показники мережі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

70

4.1  Технічні показники. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

70

4.2  Економічні показники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

79

4.3  Ефективність проекту. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

81

4.4  Оцінка стійкості економічних показників . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

82

5

Охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях. . . . . . . . . . . . . . .

118

5.1  Характеристика ділянки електричної мережі 35 кВ з точки зору     охорони праці………………………….. . . . . . . . . . . . . . . . . . . … . . . . .

118

5.2  Засоби та забезпечення безпеки  при ремонтах, наладці та ліквідації аварійних ситуацій . . . . . . . . . . . . . . . . ……………………… . . .

120

Висновки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

123

Перелік посилань . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

125

Додаток А – Перелік зауважень нормоконтролера . . . . . . . . . . . . . . . .

Додаток Б – Заява на тему дипломної роботи…. . . . . . . . . . . . . . . . . . .

127

Додаток В – Результати розрахунку усталеного режиму в мережі після підключення ПС АПК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

129

ВСТУП

Поступовий підйом економіки України знов гостро поставив питання розвитку електричних мереж, у тому числі і сільських. Гострота питання пов’язана з тим, що діючі мережі в деяких випадках вже вичерпали свій ресурс, розвивалися випадково і тому мають складну конфігурацію, яка іноді порушує надійність живлення споживачів. У таких умовах введення в дію нових підстанцій потребує попереднього ретельного дослідження стану існуючої мережі і виявлення можливості приєднання до неї додаткових споживачів. Максимальне використання мереж, які вже функціонують, при їх розвитку дає можливість значно заощадити обмежені капітальні вкладення, але, з іншого боку, додаткове завантаження мережі веде до збільшення втрат електроенергії, обмеженню в забезпеченні споживачів потрібною кількістю електроенергії. Крім того, це може викликати порушення технічних норм щодо якості електроенергії, особливо в мережах 35 кВ.

Таким чином, обрання кращого варіанту розвитку мережі виконується на підставі детального техніко-економічного аналізу. При його виконанні слід враховувати нові економічні умови, в яких енергетичні об’єкти вже частково приватизовані. Фірми-володарі електричних мереж дозволять приєднання нових підстанцій до них тільки в  тих випадках, коли це не зменшить їх прибуток від основної діяльності, а в перспективі – навіть підвищить його. При цьому повинні виконуватися вимоги забезпечення достатнього рівня надійності і безперервності електропостачання споживачів, потрібної гнучкості схеми, яка забезпечує її пристосованість до різних режимів розподілу потужності, в тому числі при аварійних і планових відключеннях.

Метою даної роботи є вибір кращого в техніко-економічному розумінні варіанту розвитку мережі 110/35 кВ Красноармійського району в зв’язку з будівництвом тваринницького комплексу по відгодівлі свиней і підстанції АПК, від якої передбачається його живлення. Актуальність роботи визначається підвищеними вимогами до розподільчих мереж сільськогосподарських районів і необхідністю енергозбереження при забезпеченні якості електроенергії, яка подається споживачам.

Вихідними даними для вирішення даної задачі послужили відомості про навантаження проектованої підстанції і тих, які вже функціонують в даному районі електричних мереж; географічне розташування нової підстанції на території Красноармійського сільськогосподарського району, оперативна схема мережі 110/35 кВ, дані про можливі джерела живлення.

РЕФЕРАТ

Пояснювальна записка до дипломної роботи:

130 стор., 34 рис., 59 табл., 3 додатки, 22 джерела

Об'єкт дослідження – електрична мережа 35–110 кВ Красноармійського району електричних мереж.

 Мета роботи – вибір кращого варіанту розвитку мережі при підключенні підстанції АПК.

Методи дослідження – метод вузлових напруг при розрахунку усталених режимів із використання ПЕОМ і економіко-математичні моделі.

В роботі на підставі аналізу режимів зроблений висновок про неможливість використання варіанту підключення ПС АПК до мережі 35 кВ, який запропонований ООО «Донецкэнергосетьпроект». Дане техніко-економічне обґрунтування варіанту приєднання нової підстанції до лінії 35 кВ, яка пов’язує ПС Новоекономічна  35 Воздвіженовка 35. Виконаний економічний аналіз проекту. Обране основне електротехнічне обладнання для ПС АПК. Запропоновані заходи підтримання бажаної напруги на шинах 10 кВ споживчих підстанцій, які живляться від мережі 35 кВ. Для зменшення втрат потужності у ЛЕП вибрані компенсувальні пристрої на ПС АПК.

Результати можуть бути корисними енергетичним службам Красноармійського району електричних мереж.

ЕЛЕКТРИЧНА МЕРЕЖА, ВАРІАНТ РОЗВИТКУ, АНАЛІЗ РЕЖИМІВ, ПС АПК, ЕКОНОМІЧНИЙ АНАЛІЗ, ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНЕ ОБЛАДНАННЯ, КОМПЕНСУВАЛЬНІ ПРИСТРОЇ

  1.  ВИХІДНІ ДАНІ

  1.  Загальні положення

Згідно з планом розвитку Красноармійського  сільськогосподарського району було побудовано тваринницький комплекс по відгодівлі свиней . Цей комплекс з повним замкнутим циклом виробництва – від вирощування зернових і виготовлення комбікормів до виробництва і реалізації м'ясної продукції.

Метою роботи є проектування підстанції (ПС) глибокого вводу  із двома трансформаторами й двома одноланцюговими повітряними  лініями (ПЛ) 35 кВ для електропостачання тваринницького комплексу із відгодівлі свиней і визначити її приєднання до районної електричної мережі 35 кВ,  відповідно до діючих в Україні норм проектування.

Місце розміщення об’єкту – Донецька область, Красноармійський

район, (у 3,5 км. на південний захід від селища Ново – Полтавка, у 2 км. на північний схід від селища Єлізаветівка ). Розташування проектованої підстанції і існуючих ПС і ліній 35 і 110 кВ районної мережі показані на (рис. 1.1).

Кліматичні умови в районі розташування ПС визначені за регіональними картами нормативних ожеледних і вітрових навантажень на території області з уточненням за даними спостережень найближчих метеостанцій, фізико – географічних характеристик місцевості і опиту експлуатації (табл. 1.1).

Таблиця 1.1 – Розрахункові кліматичні умови

Показники розрахункових кліматичних умов

Значення

показників

Швидкісний напір вітру при ожеледі

19 даН / м2

Температури повітря

середньорічна

+ 8,1С

вища

+ 40С

нижча

– 36С

середня найбільш холодної п’ятиденки

– 25С

Середньорічна тривалість гроз

44 години



Воздвіженовка

АПК

Свиридівка

Новоекономічна

Світла

10 ВПС

Димитрово

Красноармійська

Новогродовка

      Коротченко

Котляревська

      Селідово

      Селідово-Южна

      Пустинка

Надєждінка

Запорізька

На ПР Андріївка

Кураховська ТЕС

Свєрдлова

М 1:30000

      Умовні позначення

 

          Існуючі ПС 110 кВ

        Існуючі ПС 35 кВ

        Проектована ПС АПК

        ЛЕП 35 кВ

        ЛЕП 110 кВ   

Рисунок 1.1 – Конфігурація мережі 110/35 кВ Красноармійського району

1.2 ТЗ на проектування підстанції «АПК»

Проектування виконується згідно  технічних умов ТУ № 26 – 08/ИС – 652 – 05 від 28.12.11р, виданих ПАТ «ДТЕК Донецькобленерго».

Проектом передбачається виконання підстанції глибокого вводу. Проектування ПС 35/10 слід виконати відповідно до Вимоги до основного технологічного устаткування:

  1.   На ПС встановити два трансформатори потужністю по 6,3 МВА  типу ТМН – 6300/35 – У1.
    1.    Фундамент під трансформатор –  із спеціальних з/б плит типу НСП з болтами для кріплення рійок.
    2.   Маслоприємну яму довкола трансформатора захистити бетонними блоками і засипати щебенем.
    3.   РП 35 кВ виконати у відкритому варіанті, блокового типа з жорсткою ошиновкою, із застосуванням КТПБ-35 за схемою «Місток з вимикачами в ланцюгах ліній і ремонтною перемичкою з боку ліній».
    4.   РП 10 кВ виконати в закритому  виконання із застосуванням комплектного закритого розподільного пристрою ПКРЗ-10 за схемою «Одна секціонована вимикачем система шин з установкою комірок типу КМ – 1Ф (бажано виробництва ТОВ «ЮЕК»)  з вимикачами ВВ/ТЕL і мікропроцесорними реле захисту і автоматики REF615 (бажано виробництва АВВ).
    5.   Встановити вимикачі вакуумні трьохполюсні колонкового типу –VBF.
    6.   Встановити роз`єднувачі трьохполюсні типу РНДЗ- 35/1000 УХЛ1  з ручними приводами для головних і заземляючих ножів.
    7.   ЗРП 10 кВ укомплектувати комірками (рекомендується типу КМ – 1Ф) з вакуумними вимикачами типу BB/TEL. Необхідна кількість комірок: 2 ввідних, 2 для трансформаторів напруги (ТН), 2 для трансформаторів власних потреб (ТВП), 1 секційних вимикача (СВ), 1 секційних роз’єднувача (СР), 10 лінійних, що відходять.
    8.   В комірках 10 кВ передбачити обмежувачі перенапруги 10 кВ типу (SPA – 12 – I).
    9.   Живлення споживачів власних потреб на напрузі 380/220В здійснити за схемою « з неявним резервом» від щита власних потреб встановлюваного в приміщенні ЗПУ. Потужність  трансформаторів власних потреб (по 25 кВА кожен типу ТМС – 25/10).
    10.   Загальнопідстанціонний пункт управління (ЗПУ) ,до складу якого повинно входити:
  2.  щит власних потреб змінного струму 380/220 В;
  3.  шафа постійного оперативного струму типу ШОТ;
  4.  панелей релейного захисту, автоматики й зв`язку.
    1.   Заземлюючий пристрій виконати  у вигляді сітки із сталевої смуги перетином 40х4 мм, прокладеною на глибині 0,5м, з додатковими електродами ( d=16мм) завдовжки по 5 метрів розташовані по зовнішньому периметру заземлюючої сітки.
    2.   Захист від прямих ударів блискавки здійснити за допомогою громовідводу і встановити його на порталі ВРП 35кВ, а також окремо розташованим громовідводом.
    3.  Для захисту від внутрішніх перенапружень і від хвиль перенапружень, що приходять з ПЛ на ПС, передбачити установку нелінійних обмежувачів перенапружень на усіх напругах.
    4.   Для забезпечення повноцінного ближнього і далекого резервування передбачити установку двох комплектів захистів силових трансформаторів.
  5.  Перший комплект (основна) включає функцію диференціального захисту трансформатора, реалізований на мікропроцесорному терміналі RET615 фірми ABB.
  6.   Другий комплект з функціями резервних захистів, який містить МТЗ,ТЗНП і управління комутаційними апаратами (вимикачами) реалізований на мікропроцесорному терміналі REF615 фірми ABB.
    1.   На проектованій ПС передбачити наступний об'єм автоматики :
  7.  ручне регулювання коефіцієнта трансформації силових трансформаторів;
  8.  автоматичне включення резерву 10 кВ;
  9.  автоматичне частотне розвантаження (АЧР) на лініях 10 кВ,  що відходять;
  10.  дуговий захист шин 10 кВ ЗДЗ;
  11.  автоматичне перемикання на інший трансформатор власних потреб (АВР ТВП).
    1.   Для запобігання помилкових дій обслуговуючого персоналу , котрий виконує оперативні перемикання, передбачити електромагнітне блокування.
    2.   Оперативне блокування в межах ВРП  35 кВ виконати

         електромагнітним.

  1.   У ЗРП 10 кВ шафи типу КМ  – 1Ф  доповнити

електромагнітними замками і додатковим устаткуванням, необхідним для високого рівня безпеки і надійності.

1.3 ТЗ на проектування повітряної лінії 35 кВ

Зараз комплекс вмісту племінного маткового стада живиться від ПС 35 кВ «Воздвіженка» двома введеннями 10 кВ. Ця схема не забезпечує надійне електропостачання комплексу, про що свідчать часті відключення.

При будівництві і введенні в експлуатацію проектованої ПС 35/10 кВ «АПК» значно підвищиться надійність електропостачання унаслідок переходу на живлення класів напруги 35 кВ по ПЛ – 35 кВ, за рахунок вживання сучасного комутаційного устаткування.

Основні вимоги до виконання проекту:

  1.   Проектом передбачити прокладку ПЛ 35 кВ від міста підключення до проектованої ПС. Тип і перетин дроту визначити проектом , виходячи з потужності силових трансформаторів
    1.   Одноланцюгові заходи на ПС «АПК» виконати відпаюваннями від відгалуження на ПС 35 кВ «Воздвіженка» від ЛЕП –35 кВ ПС 35 кВ «Новогродовка» –ПС «Свиридівка» в прольоті опор 56 – 57 для підключення ПС до мереж ПАТ «ДТЕК Донецькобленерго».
    2.    Повітряна лінія 35 кВ :

- початок траси – проліт опор № 56 – 57 ПЛ – 35 кВ.

- закінчення траси - трансформаторна підстанція 35/10 кВ «АПК».

 - протяжність траси, км.-3,8 .

- інженерні мережі і комунікації: радіорелейна лінія зв'язку Кіровські ЕС – ПС «АПК».

-радіоканал зв'язку між ПС 35/10 кВ «АПК» і Кіровськими ЕС.

  1. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ РОЗВИТКУ РАЙОННОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
  2. Аналіз схеми мережі до якої можливе приєднання ПС АПК

Існуюча мережа, до якої можливе приєднання ПС АПК, представляє

собою дві ділянки з двостороннім живленням від опорних ПС 110/35кВ (оперативна схема рис.2.1). Перша ділянка розташована між ПС Котляревська-110 та ПС Димитрово-110 через ПС Селідово-35 та ПС Новогродовка-35. Друга ділянка пов'язує ПС Димитрово-110 та ПС Красноармійську-110 через ПС Світлу-35, ПС 10 ВПС- 35 та ПС Новоекономічну-35.

По лінії Л1, довжиною 5,036км, що виконана проводом марки АС185/29, живиться ПС Селідово-35,. До кожної секції шин приєднані трансформатори:

  1.  до першої секції – ТДН-10000/35 і 6кВ з боку НН;
  2.  до третьої секції приєднані трансформатори різної потужності – ТМН-5600/35 і 6кВ з боку НН та ТАМ-1800/35 і 10кВ з боку НН.

З боку нижчої напруги ця ПС не має ніякого резервування, бо має три секції шин, які ніяк не поєднані між собою.

З ПС Селідово-35 по лінії Л2,довжиною 16,64км, що виконана проводом марки АС95/16, отримують живлення ПС Пустинка-35, яка має з боку вищої напруги дві секції шин, котрі отримують живлення від одного трансформатора типу ТМ-2500/35 через нормально ввімкнений секційний вимикач. Також по цій ЛЕП отримує живлення Т–1 типу ТМ-4000/35 ПС Надєждінка-35. Вимикач в перемичці з боку ВН нормально відімкнений, з боку НН на секційному вимикачі введено АВР. Т–2 ТМ-4000/35 цієї ПС живиться від ПС Котляревська-110, на котрій встановлено два трансформатори однакової потужності по 40 МВ∙А. Через ПС Селідово-Южна-35, котра має дві секції шин з нормально відімкнене ними вимикачами. На другій секції шин встановлено трансформатор типу ТМ-3200/35. ПС Свєрдлова-35, яка має з боку вищої напруги дві секції шин, котрі отримують живлення від одного трансформатора типу ТМ-2500/35 через нормально ввімкнений вимикач в перемичці. РП Андріївка та ПС Запорозька-35, яка має з боку вищої напруги дві секції шин. Вимикач в перемичці з боку ВН нормально ввімкнений, з боку НН на вимикачі в перемичці введено АВР. На кожній секції шин встановлено трансформатори однакової потужності типу ТМН-2500/35.

З ПС Селідово-35 на другу секцію шин ПС Новогродовка-35 йде лінія Л4, довжиною 7,426км, що виконана проводом марки АС150/24, котра


 

Рисунок 2.1 – Оперативна схема мережі


призначена для живлення Т–2(ТД-15000/35) ПС Новогродовка-35. Ця ПС з боку ВН та НН має нормально відімкнені секційні вимикачі на котрих введено АВР. Перша секція шин, на котрій встановлено Т–1(ТДН-16000/35) живиться від ПС Димитрово-110 по лінії Л5, що виконана різним проводом довжиною 5,53км – проводом марки АС120/19 та довжиною 1,671 км – проводом марки АС185/29. З боку СН дві секції шин пов`язані між собою нормально відімкненим вимикачем в перемичці, з боку НН нормально відімкнений вимикач в перемичці, на котрому введено АВР. Встановлено два трансформатори різної потужності 20 МВ∙А та 31,5 МВ∙А відповідно.

Від цієї лінії є відгалуження на Т–1(ТДН-10000/35) ПС 10 ВПС-35. Ця ПС з боку НН має дві секції шин пов`язані між собою нормально відімкненим вимикачем в перемичці з введеним АВР. Від цієї ж секції шин відходить лінія Л6, довжиною 11,7км, що виконана проводом АС70/11 на ПС Свиридівка-35, на котрій обидва трансформатори різної потужності 2,5 МВ∙А та 3,2 МВ∙А відповідно, підключені до однієї точки. З боку нижчої напруги дві секції шин секціоновані нормально відімкненим вимикачем.

Також відходить лінія на ПС Воздвіженовка-35, довжиною 11,9 км, що виконана проводом АС70/11. На цій ПС з боку вищої напруги є дві секції шин з нормально ввімкненим вимикачем в перемичці. З боку нижчої напруги також дві секції шин секціоновані нормально відімкненим вимикачем. Встановлені два трансформатори з однаковою потужність по 2,5 МВ∙А, але в ланцюзі 35 кВ першого трансформатора, встановлений вимикач, а в ланцюзі другого ВД і КЗ . Таким чином, ПС Свиридівка-35 та ПС Воздвіженовка- 35, отримують живлення від розімкненої нерезервованої мережі.

З шин 35кВ ПС Димитрово-110 відходить лінія Л7, довжиною 3,075км, що виконана проводом АС120/19 на Т–2(ТМ-6300/35) ПС Світла- 35. Від цієї ж лінії виконано відгалуження на Т–2(ТДН 10000/35) ПС 10ВПС-35, з боку нижчої напруги на секційному вимикачі введено АВР. На ПС Світла-35 встановлені два трансформатори 6,3 та 5,6 МВ∙А відповідно. У ланцюгах трансформаторів вимикачі з боку ліній розімкнені вимикачем в перемичці, з боку НН на секційному вимикачі введено АВР. Т–1 живиться через ПС Новоекономічну-35 (Л8 довжиною 2,04 км, що виконана проводом АС120/19) від ПС Красноармійської-110. Від цієї ж лінії, та від лінії Л9 довжиною 5,65км що виконана проводом АС95/16, котра відходить від цієї ПС, живиться Т–1 ПС Новоекономічна-35кВ, потужністю 15 МВ∙А, Т–2 потужністю 16 МВ∙А живиться напряму від ПС Красноармійська-110. Лінії які підходять до секцій шин мають вимикачі. Між секціями шин встановлені два нормально розімкнених роз'єднувача.

  1.  Характеристика навантажень ПС АПК

Максимальні електричні навантаження підстанції АПК на розрахунковий період 5 років прийняті на підставі «Схеми розвитку електричних мереж 35–110 кВ сільськогосподарського призначення на 2010–2015 р.р. Донецької області», уточнені при розробці даного проекту і становлять 4 МВА.

Як відмічалося в п.1.1, ПС проектується для електропостачання тваринницьких комплексів із відгодівлі свиней. Але з шин 10 кВ цієї ПС доцільно здійснити електропостачання споживачів електроенергії ПАТ «ДТЕК Донецькобленерго» з максимальною потужністю 3,97 МВА , які розташовані поблизу проектованої підстанції. Тому для визначення розрахункових показників навантажень будується груповий графік у наступному порядку:

  1. сумуються графіки навантаження тваринницького комплексу Ртк і субабонентів Рса

 

  1. визначаються реактивні складові навантаження з співвідношень

 

де tgтк = 0,551 – тангенс кута навантаження тваринницького комплексу, який відповідає cosтк = 0,89 1; tg = 0,73 – тангенс кута навантаження субабонениів, що відповідає cosса = 0,9 3;

  1. сумуються графіки реактивних навантажень тваринницького комплексу і субабонентів

 

  1. на графіках визначаються максимальні значення
  2. обчислюються постійні втрати потужності в трансформаторах ПС з співвідношення 4

   

  1. визначаються змінні (навантажувальні) втрати потужності в міді трансформаторів і ЛЕП 10 кВ 4

 

  1. втрати потужності додаються до сумарних графіків навантажень

 

  1. обчислюються значення графіку повної потужності

 

Відповідні розрахунки для зимових і літніх режимних діб наведені в табл. 2.1 і 2.2, а також на рис. 2.1 і 2.2.

Для ПС «АПК» суміщені максимуми відмічаються з 8-ї до 10-ї години і у 22-у годину і складають

Рр.М = 8,43 МВт, Qр.М = 4,62 Мвар.

Добове споживання активної електроенергії визначається сумуванням навантаження з урахування втрат потужності окремо для зимових і літніх діб за формулою

 

і складає

Wдоб.з = 156,1 МВтг; Wдоб.л = 109,3 МВтг.


Таблиця 2.1 – Розрахунок графіків навантаження ПС АПК у зимову режимну добу

Хар-р нав.

Найменування навант.

В   е   л   и   ч   и   н   а        н   а   в   а   н   т   а   ж   е   н   н   я        Р ( t )       в      г   о   д .       t    

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Активна

МВт

Твар.комплекс

2,93

2,80

2,95

2,94

3,14

3,39

3,66

3,78

3,98

3,98

3,78

3,79

3,60

3,74

3,71

3,84

3,83

3,74

3,66

3,60

3,17

3,98

3,08

2,96

Субабоненти

1,62

1,55

1,63

1,62

2,46

2,60

2,75

2,82

3,97

3,97

2,32

2,43

2,20

2,50

2,47

3,20

2,88

2,83

2,71

2,77

2,42

3,97

2,56

2,21

И т о г о:

4,55

4,35

4,58

4,56

5,60

5,99

6,41

6,60

7,95

7,95

6,10

6,22

5,80

6,24

6,18

7,04

7,03

6,57

6,37

6,37

5,59

7,95

5,64

5,17

Постійні втрати

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

Навантажувальні втрати

0,23

0,22

0,23

0,23

0,28

0,30

0,32

0,33

0,40

0,40

0,30

0,31

0,29

0,31

0,31

0,35

0,35

0,33

0,32

0,32

0,28

0,40

0,28

0,26

В с ь о г о :

4,86

4,65

4,89

4,87

5,96

6,37

6,81

7,01

8,43

8,43

6,48

6,61

6,17

6,63

6,57

7,47

7,46

6,98

6,77

6,77

5,95

8,43

6,00

5,51

Реактивна

Мвар

Твар.комплекс

1,31

1,23

1,29

1,26

1,29

1,35

1,37

1,50

1,99

2,03

1,93

1,88

1,76

1,94

1,85

1,92

1,66

1,47

1,42

1,45

1,41

1,37

1,29

1,31

Субабоненти

1,59

1,50

1,57

1,54

1,58

1,65

1,67

1,83

2,48

2,48

2,35

2,30

2,15

2,37

2,26

2,35

2,03

1,79

1,73

1,77

1,72

1,67

1,57

1,58

И т о г о:

2,89

2,73

2,86

2,8

2,87

3,00

2,97

3,33

4,51

4,51

4,28

4,18

3,91

4,31

4,11

4,27

3,69

3,26

3,15

3,22

3,13

4,51

2,86

2,89

Постійні втрати

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

Навантажувальні втрати

0,23

0,22

0,23

0,22

0,23

0,24

0,24

0,27

0,36

0,36

0,34

0,33

0,31

0,34

0,33

0,34

0,29

0,26

0,25

0,26

0,25

0,36

0,23

0,23

В с ь о г о :

3,17

3,00

3,14

3,07

3,15

3,45

3,26

3,65

4,92

4,92

4,67

4,56

4,27

4,70

4,49

4,66

4,03

3,57

3,45

3,53

3,43

4,92

3,14

3,17

Повне навантаження

МВА

5,80

5,53

5,81

5,76

6,74

7,24

7,55

7,90

9,76

9,76

6,83

8,03

7,50

8,13

7,96

8,80

8,48

7,84

7,60

7,63

6,87

9,76

6,77

6,36


Таблиця 2.2 – Розрахунок графіків навантаження ПС АПК у літню режимну добу

Хар-р нав.

Найменування навант.

В   е   л   и   ч   и   н   а        н   а   в   а   н   т   а   ж   е   н   н   я        Р ( t )       в      г   о   д .       t    

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Активна

МВт

Твар.комплекс

2,51

2,70

2,68

2,69

2,53

2,56

2,77

3,01

3,84

3,99

3,52

3,79

3,56

3,65

3,62

3,77

3,59

3,60

3,31

2,53

3,17

3,86

3,04

2,54

Субабоненти

0,85

0,92

0,91

0,91

0,86

0,87

0,94

1,02

1,31

1,37

1,20

1,29

1,21

1,24

1,23

1,28

1,22

1,22

1,12

0,86

1,08

1,31

1,03

0,86

И т о г о:

3,36

3,62

3,59

3,60

3,39

3,43

3,71

4,03

5,14

5,36

4,72

5,08

4,77

4,89

4,85

5,05

4,81

4,82

4,43

3,39

4,25

5,17

4,07

3,40

Постійні втрати

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

Навантажувальні втрати

0,17

0,18

0,18

0,18

0,17

0,17

0,19

0,20

0,26

0,27

0,24

0,25

0,24

0,24

0,24

0,25

0,24

0,24

0,22

0,17

0,21

0,26

0,20

0,17

В с ь о г о :

3,58

3,85

3,82

3,83

3,61

3,65

3,95

4,28

5,45

5,68

5,01

5,38

5,06

5,18

5,14

5,35

5,10

5,11

4,70

3,61

4,51

5,48

4,32

3,62

Реактивна

Мвар

Твар.комплекс

1,47

1,53

1,50

1,53

1,53

1,52

1,55

1,59

1,75

2,29

2,27

2,11

2,15

2,09

2,02

2,09

1,62

1,81

1,68

1,71

1,69

2,24

1,57

1,49

Субабоненти

0,50

0,52

0,51

0,52

0,52

0,52

0,53

0,54

0,59

0,78

0,77

0,72

0,73

0,71

0,75

0,71

0,55

0,62

0,57

0,58

0,57

0,76

0,53

0,51

И т о г о:

1,97

2,05

2,01

2,05

2,05

2,04

2,08

2,13

2,34

3,07

3,04

2,83

2,88

2,80

2,77

2,80

2,17

2,43

2,25

2,29

2,26

3,00

2,10

2,00

Постійні втрати

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

Навантажувальні втрати

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,17

0,17

0,19

0,24

0,24

0,23

0,23

0,22

0,22

0,22

0,17

0,19

0,18

0,18

0,18

0,24

0,17

0,16

В с ь о г о :

2,19

2,27

2,23

2,27

2,27

2,26

2,31

2,36

2,59

3,37

3,34

3,12

3,17

3,08

3,05

3,03

2,40

2,68

2,49

2,53

2,50

3,30

2,33

2,22

Повне навантаження

МВА

4,19

4,50

4,42

4,45

4,26

4,29

4,57

4,89

6,03

6,60

6,02

6,22

5,97

6,03

5,98

6,15

5,64

5,77

5,32

4,41

5,16

6,40

4,91

4,25


Рисунок 2.2 – Графіки активної  і реактивної  потужностей ПС АПК у зимову режимну добу

Рисунок 2.3 – Графіки активної  і реактивної  потужностей ПС АПК у літню режимну добу

Річне споживання електроенергії визначається з урахуванням того, що для умов Донбасу спостерігається 213 зимових і 152 літніх діб:

W = 213Wдоб.з + 152Wдоб.л =

= 213156,1 + 152109,3 = 49863 МВтг.

Річне число годин використання максимуму навантаження

  г,

а число годин максимальних втрат –

  г.

Коефіцієнт нерівномірності графіка

 = Pmin / Pmax

обчислюється у добовому і річному перерізі, які для підстанції АПК відповідно становлять

 доб = 4,65 / 8,43 = 0,55,          річ = 2,19 / 8,43 = 0,26.

Коефіцієнт заповнення графіку

 = ТМ / Т = 6000 / 8760 = 0,7.

З точки зору проектування електричної мережі і розрахунку характерних режимів найбільший інтерес представляють максимальні і мінімальні навантаження, а також потужності в години найбільших навантажень в енергосистемі (з 9-ї до 11-ї т з 17-ї до 21-ї), які наведені в табл. 2.3.

Таблиця 2.3 – Характеристики режиму ПС АПК

Час

спостереження

Режим максимальних навантажень

Режим мінімальних навантажень

Режим найбільших навантажень в енергосистемі

РМ

МВт

QM

Мвар

Рм

МВт

Qм

Мвар

Рф1

МВт

Qф1

Мвар

tg1

Зима

7,95

4,92

4,65

3,00

7,95

4,92

0,62

Літо

5,68

3,37

3,58

2,19

5,68

3,37

0,59

  1.      Вибір трансформаторів на ПС АПК

Установка на споживчий підстанції двох однакових трансформаторів забезпечує мінімально необхідну надійність електропостачання споживачів I і II категорії і є економічно найбільш доцільним рішенням.

Необхідна потужність трансформаторів дорівнює

де повна потужність вузла навантаження в режимі максимальних навантажень.

За величиною вибирають трансформатор з найближчим стандартним значенням номінальної потужності . Правильність вибору перевіряється за коефіцієнтами завантаження трансформаторів у нормальному і післяаварійному (при вимкненні одного трансформатора) режимах:

         

де кількість трансформаторів, що встановлюються на ПС.

Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі повинний знаходитися в економічно доцільних межах

0,5 ≤ Kз ≤ 0,75, (2.1)

а в післяаварійному режимі не може перевищувати технічно припустимого значення

Кз ав ≤ 1,5. (2.2)

Дотримання умова (2.2), установлене [5], дозволяє зберегти термін служби ізоляції трансформатора в межах нормативного.

За даними табл. 2.1 максимальне навантаження на ПС складає 9,76 МВА. Тоді потужність трансформаторів, які будуть встановлені на ПС дорівнює:

= 0,79,76 = 6,83 МВА.

Таким чином можна вибрати трансформатор потужністю 6,3 МВА. Але в цьому випадку коефіцієнти завантаження у нормальному і післяаварійному режимах відповідно складуть:

Kз = 9,76 / (26,3) = 0,775,

Кз ав = 9,76 / 6,3 = 1,549,

що не задовольняє вимогам (2.1) і (2.2).

Якщо взяти наступну номінальну потужність 10 МВА, то відповідні коефіцієнти завантаження будуть дорівнювати

Kз = 9,76 / (210) = 0,488,

Кз ав = 9,76 / 10 = 0,976.

Вимоги (2.1) і (2.2) тепер виконуються, але у післяаварійному режимі коефіцієнт завантаження навіть не досягає одиниці, що недоцільно. Необхідну потужність трансформаторів можна знизити, якщо на ПС встановити пристрої, що компенсують (наприклад, конденсаторні установки – КУ). У відповідності з 6 потужність КУ визначається з співвідношення

 QКУ = Рф1(tg 1 – tg е), (2.3)

де tg е – економічний тангенс, який встановлюється енергосистемою. При номінальній напрузі 35 кВ tg е = 0,23. Тоді з урахуванням даних табл. 2.3 знайдемо

 QКУ = 8,43(0,62 – 0,23) = 3,29 Мвар.

Використавши 7, приймемо для встановлення на ПС чотирьох комплектних КУ типу УК-10-900Л(П)УЗ із сумарною потужністю 3,6 Мвар. Тоді розрахункова реактивна потужність складе

 QМ.к = 4,92 – 3,6 = 1,32 Мвар,

а повне навантаження з урахуванням компенсації реактивної потужності складе

 SМ.к = = 8,53 МВА.

У цьому разі коефіцієнти завантаження трансформаторів складуть

Kз.к = 8,53 / (26,3) = 0,678,

Кз ав.к = 8,53 / 6,3 = 1,354,

що забезпечує економічність роботи в нормальному режимі і надійність – в післяаварійному.

Однак це рішення є попереднім і вимагає додаткової перевірки: необхідно визначити допустимість аварійного перевантаження у зимовий період при раптовому вимкненні одного з трансформаторів і допустимості систематичного перевантаження в літній період при виводі одного з трансформаторів у ремонт [8].

Перевірка виконується за графіками навантаження підстанції, які побудовані за даними табл. 2.4 і приведені на рис. 2.3. У таблиці враховано, що в літній період часу навантаження знижується і для запобігання суттєвої перекомпенсації реактивної потужності половина конденсаторних установок відключається.

Для перевірки допустимості аварійного перевантаження трансформатора реальний зимовий графік навантаження перетворюється у еквівалентний двосхідчастий. Для цього на нього наноситься пряма, яка відповідає рівнянню:

Верхня частина графіка, що відсікається цією прямою, є зоною перевантаження тривалістю . Слід визначити коефіцієнт перевищення навантаження k2 і коефіцієнт початкового навантаження k1 для тривалості :

                          


Таблиця 2.4 – Повне навантаження ПС АПК у зимову і літню режимну добу з урахуванням компенсації реактивної потужності

Період

Найменування навантаження

В   е   л   и   ч   и   н   а        н   а   в   а   н   т   а   ж   е   н   н   я        Р ( t )       в      г   о   д .       t    

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Зима

Р, МВт

4,86

4,65

4,89

4,87

5,96

6,37

6,81

7,01

8,43

8,43

6,48

6,61

6,17

6,63

6,57

7,47

7,46

6,98

6,77

6,77

5,95

8,43

6,00

5,51

Q, Мвар

-0,43

-0,60

-0,46

-0,53

-0,45

-0,15

-0,34

0,05

1,32

1,32

1,07

0,96

0,67

1,10

0,89

1,06

0,43

-0,03

-0,15

-0,07

-0,17

1,32

-0,46

-0,43

S, МВА

4,88

4,69

4,91

4,90

5,98

6,37

6,82

7,01

8,53

8,53

6,57

6,68

6,21

6,72

6,63

7,48

7,47

6,98

6,77

6,77

5,95

8,53

6,02

5,53

Літо

Р, МВт

3,58

3,85

3,82

3,83

3,61

3,65

3,95

4,28

5,45

5,68

5,01

5,38

5,06

5,18

5,14

5,35

5,10

5,11

4,70

3,61

4,51

5,48

4,32

3,62

Q, Мвар

-1,41

-1,33

-1,37

-1,33

-1,33

-1,34

-1,29

-1,24

-1,01

-0,23

-0,26

-0,48

-0,43

-0,52

-0,55

-0,57

-1,2

-0,92

-1,11

-1,07

-1,1

-0,30

-1,27

-1,38

S, МВА

3,85

4,07

4,06

4,05

3,85

3,89

4,15

4,46

5,54

5,68

5,02

5,4

5,08

5,2

5,17

5,38

5,24

5,19

4,83

3,76

4,64

5,49

4,5

3,87


 

Рисунок 2.4 – Графіки повного навантаження з урахуванням компенсації в зимову (а) і літню (б) режимні доби


Графік на рис. 2.4, а  двічі перевищує лінію, яка відповідає номінальній потужності трансформатору. Таким чином графік має два максимуми, причому перший  максимум  є  більшим. Тому його тривалість дорівнюється =

= 6 г. Час відповідає тривалості навантаження, яке передує максимуму і складає 10 г.

Еквівалентне навантаження трансформатора на кожному інтервалі часу і розраховується як середнєквадратичне значення за формулою:

  (2.4)

де S1, S2, Sn – навантаження трансформатора на різних сходинках графіка навантаження тривалістю t1, t2, tn відповідно.

Знаменник в (2.4) приймається рівним при розрахунку Sекв1 і при розрахунку Sекв2.

Величини еквівалентних навантажень складають:

  1. для зони = 6 годин

  МВА;

  1. для зони = 10 годин

  5,58 МВА.

Значення коефіцієнтів дорівнюють:

     і   .

Згідно з рис. 2-35 з 7 при і тривалості максимуму 10 години найдемо допустиме значення , що більше фактичного значення . Таким чином вибраний трансформатор не буде перевантаженим більше за норму.

У літній період графік навантаження не перевищує номінальну потужність трансформатору, тому перевірка завантаження трансформаторів у цій період не потрібна.

  1.     Розробка варіантів розвитку мережі Красноармійського РЕМ

Географічне розташування проектованої ПС АПК показано на рис. 1.1. Очевидно, що найближче за все, ця ПС розташована до ЛЕП 35 кВ, яка пов’язує ПС Новогродовка-35 з ПС Воздвіженовка-35. Розглянемо можливі варіанти приєднання ПС АПК до існуючої мережі.

ТОВ «Донецькенергопроект» пропонується: « Двухцепные заходы на ПС «АПК» отпайками от ответвления на ПС 35кВ «Воздвиженовка» от ЛЭП – 35кВ ПС 35кВ «Новогродовка» - ПС 35 кВ «Свиридовка» в пролете опор 56-57 для подключения ПС к сетям ПАО «ДТЭК Донецкоблэнерго».

Цей варіант показано на рис. 2.5. Тут і дала проектовані ЛЕП показані штрихованою лінією. Цей варіант приваблює невеликими капіталовкладеннями, які необхідні для будівництва двоколової ПЛ довжиною 3,8 км (варіант 1). Але, як на наш погляд, схема має суттєві недоліки:

По – перше, пропоноване приєднання ПС АПК до мережі, котра як відмічалося в п.2.1, є розімкненою нерезервованою. Тому, будь-які пошкодження або планові ремонти на ПЛ 35кВ Новогродовка – Воздвіженовка, призведе до її відключення й втрати живлення усіх споживачів, котрі отримують живлення від цієї ПЛ. Таким чином, потрібний для споживачів II категорії рівень надійності не забезпечується.

По – друге, значне зниження ефективності функціонування мережі із-за значної потужності ПС АПК, котра підключається у кінці ПЛ 35кВ Новогродовка – Воздвіженовка.

Таким чином, ці фактори можуть призвести до неможливості технічної реалізації або економічної неефективності варіанту 1. Тому для здійснення приєднання ПС АПК, розглянемо ще декілька варіантів.

Щоб усунути перший недолік схеми (варіант 1) та зробити схему резервованою, з'єднаємо ПС Воздвіженовка-35 з ПС Новоекономічна-35 ПЛ. Конструктивне виконання ПС Воздвіженовка-35 дозволяє це зробити.

В варіанті 2 (рис. 2.6, а) припускається, що, як і в варіанті 1, ПС АПК буде включена в розтин ПЛ 35 кВ але з приєднанням ПС Воздвіженовка-35 до ПС Новоекономічна-35. Для його реалізації буде потрібно прокласти одноколові ділянки ПЛ (штрихові лінії на рис. 2.6, а).

Виходячи з аналізу варіанту 2 та конфігурації мережі, ПС АПК розташована найближче до пропонованої ПЛ 35кВ від ПС Новоекономічна-35 до ПС Воздвіженовка-35, тому варіант 3 (рис. 2.6 б) передбачає включення ПС АПК в розтин ПЛ 35кВ, яка призначена для зв’язку ПС Новоекономічна - 35 з ПС Воздвіженовка -35 з заходом на ПС АПК 35/10.

Новоекономічна-35

Воздвіженовка-35

АПК

Світла-35

Свиридівка-35

Димитрово-110

10 Венствол-35

Красноармійська-110

Новогродовка-35

Селідово-35

Котляревська-110

Рисунок 2.5 – Пропонований варіант приєднання ПС АПК: в розтин ПЛ

35кВ Новогродовка-35 – Воздвіженовка-35

Для реалізації варіанту потрібно побудувати одноколові ПЛ 35 кВ (штрихові лінії на рис. 2.5). Перевагою другого та третього варіантів є більш висока напруга мережі, яка живить, що веде до зменшення втрат потужності. Але і самі ПЛ і обладнання ПС АПК  будуть дорожчими.

Оскільки мережі 35кВ не працюють у замкненому режимі, виникає необхідність у виборі точки розмикання мережі, з умови мінімуму втрат потужності. Це питання детально буде розглянуто після ухвалення остаточного рішення відносно варіанту приєднання ПС АПК.

Воздвіженовка-35

АПК

Світла-35

Новоекономічна-35

Свиридівка-35

10 Венствол-35

Димитрово-110

Красноармійська-110

а

Новогродовка-35

Котляревська-110

Селідово-35

Новоекономічна-35

Воздвіженовка-35

АПК

Свиридівка-35

Світла-35

10 Венствол-35

Димитрово-110

Красноармійська-110

б

Новогродовка-35

Селідово-35

Котляревська-110

Рисунок 2.6 – Пропоновані варіанти приєднання ПС АПК: в розтин

(як варіант 1) ПЛ 35кВ від ПС Новогродовка-35 –

ПС Воздвіженовка-35 (а), в розтин ПЛ від ПС

Новоекономічна-35 – ПС Воздвіженовка-35 (б).

2.5      Розрахунок усталених режимів в мережі

З п. 2.4 витікає, що другий та третій варіанти пов’язані з реконструкцією існуючої мережі 35 кВ. Тому вельми важливо визначити, яким чином приєднання нової ПС до мережі вплине, перш за все, на її технічні характеристики, в тому числі на струми післяаварійного режиму. З цією метою потрібно виконати розрахунок усталених режимів з використанням програми UREGIM. Оскільки можливості цього програмного забезпечення обмежені, схему електричної мережі розглядаємо фрагментарно. Для кожного фрагменту  складаються направлені графи мережі (табл. 2.6) на підставі диспетчерської схеми ділянки мережі, яка наведена на рис.2.1, але з урахуванням можливих варіантів приєднання ПС АПК.

В графі лінії електропередачі представляються у вигляді лінійних гілок, двообмоткові трансформатори – однією гілкою з загальним опором трансформатору. На графі нумеруються всі вузли, причому останній номер присвоюється джерелу живлення, як балансному вузлу. При наявності в електричних схемах триобмоткових трансформаторів чи автотрансформаторів вважається, що є вузлова підстанція (ВП).

Перший граф Г1 до першого варіанту.  Він охоплює ділянку мережі від  ПС Димитрово-110 до ПС Воздвіженовка-35.До неї входять ПС 10 Венствол, ПС Новогродовка, ПС Свиридівка, ПС АПК, ПС Воздвіженовка.

У мережі 35кВ, мережі не працюють в замкнутому режимі. Тому в  варіанті 2  два  графи.

Граф Г2, живлення Т-1 проектованої ПС відбувається по ланцюгу ПС Димитрово – ПС 10 Венствол – ПС Новогродовка – ПС  Свиридівка – ПС АПК. Граф Г3 , живлення Т-2 ПС АПК відбувається по ланцюгу  ПС Красноармійська – ПС Новоекономічна – ПС Воздвіженовка – ПС АПК.

Граф Г4 ,охоплює ділянку мережі, до котрої входять ПС Красноармійська – ПС Новоекономічна – ПС АПК – ПС Воздвіженовка.

До графу Г5 входять ПС Димитрово, ПС 10 Венствол, ПС Новогродовка, ПС Свиридівка, ПС АПК, ПС Воздвіженовка.

Граф Г6, охоплює ділянку мережі, котра складається з ПС Димитрово, ПС 10 Венствол, ПС Світла.

До графу Г7 входять ПС Красноармійська, ПС Новоекономічна, ПС Світла.

Граф Г8 – ПС Котляревська, ПС Селідово, ПС Новогродовка, ПС Пустинка, ПС Надєждінка.

В варіанті 1 схема розімкнена нерезервована, тому пошкодження на будь – якій ділянці мережі приведе до відімкнення вимикача на ПС Новоекономічна-35 і погашення всієї мережі. Виходячи з цього, перевірку мережі виконуємо за результатами розрахунку графа Г1.          В варіанті 2 ПС АПК ввімкнена в замкнуту мережу ПС Новогродовка – ПС АПК – ПС Воздвіженовка – ПС Новоекономічна. На ПС Новогродовка і ПС Новоекономічна є вимикачі на головних ділянках. Як післяаварійні режими, розглянемо відключення вимикачів з боку ПС Новогродовка і ПС Новоекономічна. Граф ГА-2 – відімкнений вимикач на ПС Новогродовка. При цьому, на відключеній ділянці мережі між ПС Новогродовка і ПС АПК, живлення здійснюється по ланцюгу ПС Новоекономічна – ПС Воздвіженовка – ПС АПК. Навантаження двох трансформаторів ПС АПК лягає на Т-2. Граф ГА-2 аналогічний графові Г3, але трансформатор Т-2 має подвійне навантаження. Граф ГА-3 – відімкнений вимикач на ПС Новоекономічна. Цей граф аналогічний з графом Г1, але трансформатор Т-2 ПС Воздвіженовка має подвійне навантаження.

В варіанті 3 граф ГА-4 – відімкнений вимикач на ПС Новогродовка. Навантаження двох трансформаторів ПС Воздвіженовка лягає на Т-2. Граф ГА-4 аналогічний графові Г4, але трансформатор Т-2 має подвійне навантаження. Граф ГА-5 – відімкнений вимикач на ПС Новоекономічна. Навантаження двох трансформаторів ПС АПК  лягає на Т-2.

Вихідні дані до графів наведені в табл. 2.5.

Таблиця 2.5 – Вихідні дані до направлених графів

Параметри

Номер графу NORM

Г1

Г2

Г3

Г4

Г5

Г6

Г7

Г8

Номер варіанту

1

2

3

Кількість лінійних віток

6

5

4

4

5

2

2

4

Загальна кількість віток

14

10

8

8

10

4

4

10

Кількість незалежних вузлів

14

10

8

8

10

4

4

10

Кількість вузлів з навантаженням

8

5

4

4

5

2

2

6

Наявність ВП

ні

ні

ні

ні

Ні

ні

ні

ні

Наявність автотрансформаторів

ні

ні

ні

ні

Ні

ні

ні

ні

Точність розрахунків,В

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Напруга на ДЖ

36,5

36,5

37,0

37,0

36,5

36,5

37,0

36,0

В табл. 2.6 приведені розрахункові схеми та графи електричної мережі.

В табл. 2.7 приведені розрахунки бажаної напруги у мінімальному режимі і типи трансформаторів, які встановлені на ПС і враховуються при розрахунку режиму.

Для оцінки достатності регулювального діапазону додатково виконується розрахунок мінімального режиму. Виходячи з принципу зустрічного регулювання,бажана напруга на шинах низької напруги СПС обирається в залежності від відношення навантаження Рреж режиму, що розглядається, до максимального РМ. Добавку до номінальної напруги можна розрахувати за формулою:


Таблиця 2.6 – Розрахункові схеми та графи електричної мережі

Назва

графа

Розрахункова схема

Граф мережі

1

2

3

Г1

Г2

Продовження табл.-2.6

1

2

3

Г3

Г4

Продовження табл.-2.6

1

2

3

Г5

Г6

Продовження табл.-2.6

1

2

3

Г7

 

Г8

Таблиця 2.7– Дані трансформаторів на ПС, які присутні в графах мережі

Ном.

реж

Тип

трансформатору

Поч.

вуз.

Кінц.

вуз.

UВном,

кВ

SнТ

МВ∙А

UНн,

кВ

∆PК,

кВт

∆РХ,

кВт

UК,

%

IХ,

%

обм.

рег.

nтр,

од

UЖmax.

кВ

U

кВ

Г1

ТДН 10000/35/6

1

2

35

10

6,0

15,5

14,5

10,5

0,7

ВН

1

6,3

6,2

ТДНС 16000/35/6

4

5

36,75

16

6,3

85

17

10

0,55

ВН

1

6,3

6,3

ТМ 2500/35/10

6

7

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,4

ТМ 3200/35/10

6

8

35

3,2

10,5

23,5

5,1

7,45

1,1

ВН

1

10,5

0

ТМН 6300/35/10

9

10

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

ТМН 6300/35/10

9

11

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

ТМ 2500/35/10

12

13

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,5

ТМ 2500/35/10

12

14

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,1

Г2

ТДН 10000/35/6

1

2

35

10

6,0

15,5

14,5

10,5

0,7

ВН

1

6,3

6,2

ТДНС 16000/35/6

4

5

36,75

16

6,3

85

17

10

0,55

ВН

1

6,3

6,3

ТМ 2500/35/10

6

7

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,4

ТМ 3200/35/10

6

8

35

3,2

10,5

23,5

5,1

7,45

1,1

ВН

1

10,5

0

ТМН 6300/35/10

9

10

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

Г3

ТДНС 16000/35/6

2

3

36,75

16

6,3

85

17

10

0,55

ВН

1

6,3

6,1

ТМ 2500/35/10

4

5

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,5

ТМ 2500/35/10

4

6

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,1

ТМН 6300/35/10

7

8

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

Г4

ТДНС 16000/35/6

2

3

36,75

16

6,3

85

17

10

0,55

ВН

1

6,3

6,1

ТМН 6300/35/10

4

5

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

ТМН 6300/35/10

4

6

35

6,3

11,0

46,5

9,25

7,5

0,6

ВН

1

10,5

10,3

ТМ 2500/35/10

7

8

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,1

Продовження таблиці 2.7

Ном.

реж

Тип

трансформатору

Поч.

вуз.

Кінц.

вуз.

UВном,

кВ

SнТ

МВ∙А

UНн,

кВ

∆PК,

кВт

∆РХ,

кВт

UК,

%

IХ,

%

обм.

рег.

nтр,

од

UЖmax.

кВ

U

кВ

Г5

ТДН 10000/35/6

1

2

35

10

6,0

15,5

14,5

10,5

0,7

ВН

1

6,3

6,2

ТДНС 16000/35/6

4

5

36,8

16

6,3

85

17

10

0,55

ВН

1

6,3

6,3

ТМ 2500/35/10

6

7

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,4

ТМ 3200/35/10

6

8

35

3,2

10,5

23,5

5,1

7,45

1,1

ВН

1

10,5

0

ТМ 2500/35/10

9

10

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,5

Г6

ТДН 10000/35/6

1

2

35

10

6,0

15,5

14,5

10,5

0,7

ВН

1

6,3

6,0

ТМ 6300/35/6

3

4

35

6,3

6,3

46,5

9,4

7,5

0,9

ВН

1

6,3

6,0

Г7

ТДН 15000/35/6

1

2

38,5

15

6,6

132

43,5

10,4

1,85

ВН

1

6,3

6,1

ТМ 5600/35/6

3

4

38,5

5,6

6,3

57

18,5

7,5

4,5

ВН

1

6,3

6,1

Г8

ТДН 10000/35/6

1

4

35

10

6,0

15,5

14,5

10,5

0,7

ВН

1

6,3

6,1

ТАМ 1800/35/10

1

2

35

1,8

10,5

24

8,3

6,5

5,0

ВН

1

10,5

10,2

ТМ 5600/35/6

1

3

38,5

5,6

6,3

57

18,5

7,5

4,5

ВН

1

6,3

6,0

ТДН 15000/35/6

5

6

38,5

15

6,6

132

43,5

10,4

1,85

ВН

1

6,3

6,0

ТМ 2500/35/10

7

8

35

2,5

11,0

23,5

5,1

6,5

1,1

ВН

1

10,5

10,1

ТМ 4000/35/10

9

10

35

4,0

10,5

33,5

6,7

7,5

1,0

ВН

1

10,5

0


%

Таким чином, бажана напруга на низькій стороні становитиме:

,кВ.

Вихідні дані для ЛЕП зведені в табл. 2.8.

Таблиця 2.8 – Вихідні дані ЛЕП

Номер

режиму

Марка

проводу

Поч.

вузол

Кінц.

вузол

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

l,

км

nц,

шт

Uном,

кВ

Г1

АС-185/29

15

1

0,162

0,413

0,081

1

35

АС-185/29

1

3

0,162

0,413

1,59

1

35

АС-120/19

3

4

0,249

0,414

5,53

1

35

АС-70/11

4

6

0,428

0,432

11,7

1

35

АС-70/11

6

9

0,428

0,432

8,4

1

35

АС-70/11

9

12

0,428

0,432

3,5

1

35

Г2

АС-185/29

11

1

0,162

0,413

0,081

1

35

АС-185/29

1

3

0,162

0,413

1,59

1

35

АС-120/19

3

4

0,249

0,414

5,53

1

35

АС-70/11

4

6

0,428

0,432

11,7

1

35

АС-70/11

6

9

0,428

0,432

8,4

1

35

Г3

АС-95/16

9

1

0,306

0,421

3,68

1

35

АС-150/24

1

2

0,198

0,406

3,52

1

35

АС-150/24

2

4

0,198

0,406

24,2

1

35

АС-70/11

4

7

0,428

0,432

8,03

1

35

Г4

АС-95/16

9

1

0306

0,421

3,68

1

35

АС-150/24

1

2

0,198

0,406

3,52

1

35

АС-150/24

2

4

0,198

0,406

21,12

1

35

АС-150/24

4

7

0,198

0,406

3,96

1

35

Г5

АС-185/29

11

1

0,162

0,413

0,081

1

35

АС-185/29

1

3

0,162

0,413

1,59

1

35

АС-120/19

3

4

0,249

0,414

5,53

1

35

АС-70/11

4

6

0,428

0,432

11,7

1

35

АС-70/11

6

9

0,428

0,432

11,9

1

35

Г6

АС-120/19

5

1

0,249

0,414

0,255

1

35

АС-120/19

1

3

0,249

0,414

3,075

1

35

Г7

АС-150/24

5

1

0,198

0,406

5,65

1

35

АС-120/19

1

3

0,249

0,414

2,04

1

35

Г8

АС-185/29

11

1

0,157

0,409

5,036

1

35

АС-150/24

1

5

0,198

0,406

7,426

1

35

АС-95/16

1

7

0,306

0,414

16,64

1

35

АС-95/16

7

9

0,306

0,414

18,93

1

35

Вихідні дані вузлів навантаження зведені  в табл. 2.9.

Таблиця 2.9 – Вихідні дані вузлів навантаження

Номер

режиму

Номер

вузла

PMAX,

МВт

QMAX,

МВар

PMIN,

МВт

QMIN,

МВар

Г1

2

3,0

1,05

2,14

0,75

5

4,8

1,49

4,41

1,27

7

2,6

1,23

2,1

0,65

8

0

0

0

0

10

4,21

2,46

2,84

1,69

11

4,22

2,46

2,84

1,69

13

0,86

0,31

1,0

0,33

14

0,82

0,25

0,34

0,11

Г2

2

3,0

1,05

2,14

0,75

5

4,8

1,49

4,41

1,27

7

2,6

1,23

2,1

0,65

8

0

0

0

0

10

4,21

2,46

2,84

1,69

Г3

3

7,56

2,5

4,5

1,48

5

0,86

0,31

1,0

0,33

6

0,82

0,25

0,34

0,11

8

4,22

2,46

2,84

1,69

Г4

3

7,56

2,5

4,5

1,48

5

4,21

2,46

2,84

1,69

6

4,22

2,46

2,84

1,69

8

0,82

0,25

0,34

0,11

Г5

2

3,0

1,05

2,14

0,75

5

4,8

1,49

4,41

1,27

7

2,6

1,23

2,1

0,65

8

0

0

0

0

10

0,86

0,31

1,0

0,33

Г6

2

5,4

1,83

2,16

0,67

4

2,4

0,72

0,84

0,56

Г7

2

5,04

1,67

3,0

0,99

4

3,68

2,4

1,97

1,31

Г8

2

1,24

0,73

0,74

0,28

3

0,48

0,11

0,31

0,15

4

3,25

1,42

1,36

0,36

6

9,0

2,79

3,6

1,12

8

0,59

0,2

0,29

0,09

10

0

0

0

0

  1.    Аналіз можливості технічної реалізації варіантів
    1.       Перевірка завантаження ліній електропередач

Втрати потужності в лініях електропередачі залежить від активного опору  R, отже від перетину проводу F. При проектуванні перетин проводів вибирається за економічною густиною струму jек, яка забезпечує мінімум при зведених втрат на побудову та експлуатацію мережі. Адже при збільшенні навантаження та реконструкції схеми електропостачання навантаження на провід може збільшитися, густина струму при цьому перевищить економічну величину. Це все викликає збільшення втрат потужності в електричній мережі і, як наслідок, збільшення експлуатаційних втрат на транспортування електричної енергії.

Визначимо фактичну густину струму на кожній ділянці мережі у нормальному режимі.

Визначене значення порівнюємо з величиною економічної густини струму, яка залежить від числа годин використання максимуму навантаження ТМ та матеріалу провода. Для проводів марки АС густина струму змінюється від 1,3…1,0 А/мм2 згідно [1]. Фактичне значення ТМ для мережі вцілому не перевищує 6000 г, отже jэк=1,0 А/мм2.

Фактична густина струму в ЛЕП розраховується за формулою:

де IДІЛ – значення струму в ЛЕП, А;

FСТ – значення стандартного перерізу проводу, мм2;

nК – кількість кіл.

Для визначення технічної можливості реалізації першого варіанта розглянемо ситуацію до приєднання ПС АПК до існуючої мережі граф (Г0).

Величина струму обирається з відповідних табл. додатку Д. Значення фактичної густини струму приведені в табл. 2.10.

В табл. 2.14 приведені розрахункові схеми та графи електричної мережі

післяаварійного режиму.

Зіставлення струмів післяаварійного режиму з допустимими виконане в табл. 2.15.

Таблиця 2.10 – Розрахунок густини струму

Назва

графу

Найм.

ділянки

Поч-Кін.вуз

IР,А

nК

FСТ,

мм2

jР,

A/мм2

jек,

А/мм2

Г О

Димитрово-10 Венствол

12-1

213,3

1

185

1,15

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

161,8

1

185

0,87

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

161,8

1

120

1,35

1,0

Новогродовка- Свирид.

4-6

79,5

1

70

1,14

1,0

Свирид.- Воздвіжен.

6-9

30,0

1

70

0,43

1,0

Варіант 1

Г 1

Димитрово -10 Венствол

15-1

439,9

1

185

2,38

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

389,3

1

185

2,1

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

389,3

1

120

3,24

1,0

Новогродовка - Свирид.

4-6

305,7

1

70

4,38

1,0

Свиридівка - АПК

6-9

248,0

1

70

3,54

1,0

АПК - Воздвіженовка

9-12

19,0

1

70

0,271

1,0

Варіант 2

Г 2

Димитрово- 10 Венствол

11-1

275,6

1

185

1,49

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

224,5

1

185

1,21

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

224,5

1

120

1,87

1,0

Новогрод.- Свиридівка

4-6

142,2

1

70

2,03

1,0

Свиридівка- АПК

6-9

89,8

1

70

1,28

1,0

Г 3

Красноарм.- Новоекон.

9-1

250,9

1

95

2,64

1,0

Красноарм.- Новоекон

1-2

250,9

1

150

1,67

1,0

Новоекон.- Воздвіжен.

2-4

120,0

1

150

0,8

1,0

Воздвіженовка- АПК

4-7

89,5

1

70

1,28

1,0

Варіант 3

Г 4

Красноарм.- Новоекон

9-1

329,4

1

95

3,47

1,0

Красноарм.- Новоекон

1-2

329,4

1

150

2,19

1,0

Новоекономічна- АПК

2-4

197,9

1

150

1,32

1,0

АПК - Воздвіженовка

4-7

15,7

1

150

0,105

1,0

Г 5

Димитрово-10 Венствол

11-1

199,7

1

185

1,08

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

148,1

1

185

0,8

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

148,1

1

120

1,23

1,0

Новогродовка- Свирид

4-6

65,8

1

70

0,94

1,0

Свирид.- Воздвіжен.

6-9

15,6

1

70

0,22

1,0

З табл. 2.10 витікає, що в варіанті 1 ( приєднання ПС АПК в розтин ПЛ Новогродовка-Свиридівка) тільки на ділянці АПК – Воздвіженовка, щільність струму не досягає економічного значення та складає 0,271 А/мм2. На всих інших ділянках, щільність струму така велика, що перевищує навіть допустиме по  ПУЕ  [jр]≤2jек. Особливо велика на ділянках Новогродовка –  Свиридівка  та Свиридівка – АПК, де переріз проводів складає 70 мм2.

У запропонованому нами варіанті 2, недопустиме перевищення щільності струму спостерігається на ділянці Новогродовка – Свиридівка ,але,  складає всього 2,03 А/мм2 в порівнянні з 4,38 А/мм2 у варіанті 1, і на ділянці Красноармійська – Новоекономічна.

В варіанті 3, недопустиме перевищення тільки на ділянках Красноармійська – Новоекономічна.

Таким чином, для реалізації будь-якого з даних варіантів необхідна технічна реконструкція, що складається із заміни проводів на необхідних ділянках.

Рекомендації, щодо заміни перетину проводів приведені у табл. 2.11.

Таблиця  2.11 – Рекомендації по заміні перетину проводів

Найменування ділянки

Існуюча марка  проводу

Рекомендована марка

проводу

10 Венствол-Новогрод.

АС-120/19

АС-150/24

Новогродовка-Свирид.

АС-70/11

АС-150/24

Свиридівка - АПК

АС-70/11

АС-150/24

АПК - Воздвіженовка

АС-70/11

АС-150/24

Красноарм.-Новоеконом

АС-95/16

АС-185/29

Красноарм.-Новоеконом

АС-150/24

АС-185/29

Свиридівка- Воздвіжен.

АС-70/11

АС-150/24

У табл. 2.12 наведені дані по ЛЕП для розрахунку режиму після заміни проводів.

Таблиця 2.12 – Дані ЛЕП після заміни проводів

Номер

режиму

Марка

проводу

Наймен.

ділянки

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

l,

км

nц,

шт

Uном,

кВ

Г 1

АС-150/24

10 Венс.- Новогрод.

0,198

0,406

5,53

1

35

АС-150/24

Новогр. - Свирид.

0,198

0,406

11,7

1

35

АС-150/24

Свиридівка - АПК

0,198

0,406

8,4

1

35

АС-150/24

АПК – Воздвіж.

0,198

0,406

3,5

1

35

Г 2

АС-150/24

10 Венс.- Новогрод.

0,198

0,406

5,53

1

35

АС-150/24

Новогр.- Свиридівка

0,198

0,406

11,7

1

35

АС-150/24

Свиридівка- АПК

0,198

0,406

8,4

1

35

Г3

АС-185/29

Красн.- Новоекон.

0,162

0,413

3,68

1

35

АС-185/29

Красн.- Новоекон

0,162

0,413

3,52

1

35

Г 4

АС-185/29

Красн.- Новоекон.

0,162

0,413

3,68

1

35

АС-185/29

Красн.- Новоекон

0,162

0,413

3,52

1

35

Г 5

АС-150/24

10 Венс.- Новогрод.

0,198

0,406

5,53

1

35

АС-150/24

Новогр.- Свирид

0,198

0,406

11,7

1

35

АС-150/24

Свир.- Воздвіжен.

0,198

0,406

11,9

1

35

Густина струму у мережі з урахуванням нових перетинів проводів наведена у табл. 2.13.

Таблиця 2.13 – Розрахунок густини струму після заміни провода

Назва

графу

Найм.

ділянки

Поч-Кін.вуз

IР,А

nК

FСТ,

мм2

jР,

A/мм2

jек,

А/мм2

Варіант 1

Г 1

Димитрово -10 Венствол

15-1

409,6

1

185

2,21

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

359,0

1

185

1,94

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

359,0

1

150

2,39

1,0

Новогродовка - Свирид.

4-6

276,1

1

150

1,84

1,0

Свиридівка - АПК

6-9

222,1

1

150

1,48

1,0

АПК - Воздвіженовка

9-12

33,5

1

150

0,22

1,0

Варіант 2

Г 2

Димитрово- 10 Венствол

11-1

271,0

1

185

1,46

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

219,9

1

185

1,19

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

219,9

1

150

1,47

1,0

Новогрод.- Свиридівка

4-6

138,0

1

150

0,92

1,0

Свиридівка- АПК

6-9

86,8

1

150

0,58

1,0

Г 3

Красноарм.- Новоекон.

9-1

248,0

1

185

1,34

1,0

Красноарм.- Новоекон

1-2

248,0

1

185

1,34

1,0

Новоекон.- Воздвіжен.

2-4

118,1

1

150

0,79

1,0

Воздвіженовка- АПК

4-7

87,9

1

150

0,59

1,0

Варіант 3

Г 4

Красноарм.- Новоекон

9-1

325,7

1

185

1,76

1,0

Красноарм.- Новоекон

1-2

325,7

1

185

1,76

1,0

Новоекономічна- АПК

2-4

195,5

1

150

1,3

1,0

АПК - Воздвіженовка

4-7

15,5

1

150

0,10

1,0

Г 5

Димитрово-10 Венствол

11-1

198,8

1

185

1,07

1,0

10 Венствол- Новогрод.

1-3

147,2

1

185

0,79

1,0

10 Венствол- Новогрод.

3-4

147,2

1

150

0,98

1,0

Новогродовка- Свирид

4-6

65,1

1

150

0,43

1,0

Свирид.- Воздвіжен.

6-9

15,4

1

150

0,10

1,0

У табл. 2.13 видно, що заміна проводів позитивно вплинула на густину струму. У пропонованих варіантах 2 і 3 перевищення jек  складає максимум 1,76 А/мм2 на ділянці Красноармійська – Новоекономічна. На інших ділянках перевищення не досягає 1,5.

Стосовно ж варіанту 1 можна сказати, що на ділянці Димитрово – 10 Венствол, де перетин проводів не змінювався, але складає 185 мм2, густина перевищує jек у 2,21 рази, що недопустимо. Збільшення перетину до 240 мм2 не доцільно, оскільки вважається, що максимальний перетин в мережі 35 кВ складає 150 мм2. На ділянці 10 Венствол – Новогродовка провід було замінено з перетину 120 мм2 до 150 мм2, але густина струму хоча і змінилася з 3,24 до 2,39 А/мм2, але лишилася недопустимою.

Отже можна зробити наступні висновки:

  1. жоден варіант не можливо реалізувати без збільшення перетинів проводів на ділянках (табл. 2.12);
  2. реалізація варіанту 1, що пропонований ТОВ «Донецькенергопроект», є проблематичною.

 

  1.  Перевірка мережі за умов нагрівання проводів

Перевірка мережі за умов нагрівання проводів струмами Іав  післяаварійного режиму виконується на підставі порівняння цих струмів с допустимими Ідоп для кожного з перерізів, які використовуються в схемі. Проводи не будуть перегріватися, якщо виконується співвідношення

Іав  Ідоп.


Таблиця 2.14 – Розрахункові схеми та графи електричної мережі післяаварійного режиму

Назва графа

Розрахункова схема

Граф мережі

1

2

3

ГА-1

ГА-2

Продовження табл. 2.14

1

2

3

ГА-3

ГА-4

Продовження табл. 2.14

1

2

3

ГА-5


Таблиця 2.15 – Перевірка проводів за умов нагрівання струмами післяаварійного режиму

Варі-ант

Найменування

ділянки

Ділянка

Марка

проводу

Ідоп

А

Іав

А

Іав  Ідоп

1

2

3

4

5

6

7

1

Граф ГА-1

Дим.-10 Венствол

15-1

АС 185/29

510

409,6

Так

10 Венст.-Новог.

1-3

АС 185/29

510

359,0

Так

10 Венст.-Новог.

3-4

АС 150/24

450

359,0

Так

Новогр. - Свирид.

4-6

АС 150/24

450

276,1

Так

Свиридівка - АПК

6-9

АС 150/24

450

222,1

Так

АПК - Воздвіж.

9-12

АС 150/24

450

33,5

Так

2

Граф ГА-2

Красн.-Новоек.

9-1

АС 185/29

510

376,0

Так

Красн.-Новоек.

1-2

АС 185/29

510

376,0

Так

Новоек.-Воздв.

2-4

АС 150/24

450

247,2

Так

Воздвіж.-АПК

4-7

АС 150/24

450

214,9

Так

Граф ГА-3

Дим.-10 Венствол

15-1

АС 185/29

510

410,2

Так

10 Венст.-Новог.

1-3

АС 185/29

510

359,5

Так

10 Венст.-Новог.

3-4

АС 120/19

390

359,4

Так

Новогр. - Свирид.

4-6

АС 150/24

450

276,6

Так

Свиридівка - АПК

6-9

АС 150/24

450

222,6

Так

АПК - Воздвіж.

9-12

АС 150/24

450

33,9

Так

3

Граф ГА-4

Красн.-Новоек.

9-1

АС 185/29

510

345,1

Так

Красн.-Новоек.

1-2

АС 185/29

510

345,1

Так

Новоек.-АПК

2-4

АС 150/24

450

214,6

Так

АПК-Воздвіж.

4-7

АС 150/24

450

32,7

Так

Граф ГА-5

Дим.-10 Венствол

14-1

АС 185/29

510

439,7

Так

10 Венст.-Новог.

1-3

АС 185/29

510

389,8

Так

10 Венст.-Новог.

3-4

АС 150/24

450

389,8

Так

Новогр. - Свирид.

4-6

АС 150/24

450

308,1

Так

Свирид.- Воздв.

6-9

АС 150/24

450

253,4

Так

Воздвіж.-АПК

9-12

АС 150/24

450

219,9

Так

З урахуванням заміни проводів, перевищення допустимого струму не спостерігається не на одній з ділянок, тобто, усі поводи проходять за умовами нагрівання струмами в післяаварійному режимі.

  1. Перевірка регулюючої здібності трансформаторів.

У мережі 35 кВ існує проблема  досить великих втрат напруги. Це  потребує перевірки забезпечення бажаної напруги на шинах вторинної напруги підстанцій, що живлять споживачів.

У табл. 2.16-2.17 виконано порівняння бажаної напруги з фактичною для нормального і після аварійного режимів.

Таблиця 2.16– Перевірка забезпечення бажаної напруги на шинах

вторинної напруги ПС в нормальному режимі

Параметри

Найменування вузлів

Н.еконо

мічна

Воздві-

женовка

АПК

10 Венствол

Свиридівка

Новогро-

довка

U1ном, кВ

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-1

Т-2

Т-1

Варіант 1, граф Г-1

U2б, кВ

-

10,5

10,5

10,5

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,48

10,50

10,44

10,44

6,28

10,49

10,58

6,27

U, %

-

-0,19

0

-0,57

-0,57

-0,32

-0,09

0,76

-0,48

потв.ст

-

-5

-5

-4

-4

-1

-5

-5

-4

Варіант 2, граф Г-2

U2б, кВ

-

-

-

10,5

-

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

-

-

10,51

-

6,28

10,46

10,48

6,3

U, %

-

-

-

0,09

-

-0,32

-0,38

-0,19

0

потв.ст

-

-

-

-1

-

-1

-1

-1

-3

Варіант 2, граф Г-3

U2б, кВ

6,3

10,5

10,5

-

10,5

-

-

-

-

U2ф, кВ

6,34

10,58

10,44

-

10,4

-

-

-

-

U, %

0,63

0,76

-0,57

-

-0,95

-

-

-

-

потв.ст

-3

0

1

-

-1

-

-

-

-

Варіант 3, граф Г-4

U2б, кВ

6,3

-

10,5

10,5

10,5

-

-

-

-

U2ф, кВ

6,27

-

10,49

10,39

10,39

-

-

-

-

U, %

-0,05

-

-0,09

-1,05

-1,05

-

-

-

-

потв.ст

-3

-

-2

-2

-2

-

-

-

-

Варіант 3, граф Г-5

U2б, кВ

-

10,5

-

-

-

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,49

-

-

-

6,32

10,47

10,46

6,27

U, %

-

-0,09

-

-

-

0,32

-0,28

-0,38

-0,48

потв.ст

-

3

-

-

-

2

1

1

-2

Таблиця 2.17– Перевірка забезпечення бажаної напруги на шинах

вторинної напруги ПС в післяаварійному режимі

Параметри

Найменування вузлів

Н.еконо

мічна

Воздві-

женовка

АПК

10 Венствол

Свиридівка

Новогро-

довка

U1ном, кВ

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-1

Т-2

Т-1

Варіант 1, граф ГА-1

U2б, кВ

-

10,5

10,5

10,5

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,47

10,08

10,42

10,34

6,28

10,47

10,56

6,27

U, %

-

-0,28

-4

-0,76

-1,52

-0,32

-0,28

0,57

-0,48

потв.ст

-

-5

-6

-4

-4

-1

-5

-5

-4

Варіант 2, граф ГА-2

U2б, кВ

6,3

10,5

10,5

-

10,5

-

-

-

-

U2ф, кВ

6,31

10,55

10,58

-

9,18

-

-

-

-

U, %

0,16

0,48

0,76

-

-12,57

-

-

-

-

потв.ст

-4

-6

-6

-

-4

-

-

-

-

Варіант 2, граф ГА-3

U2б, кВ

-

-

10,5

10,5

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

-

10,5

10,44

10,44

6,34

10,48

10,58

6,27

U, %

-

-

0

-0,57

-0,57

0,63

-0,19

0,76

-0,48

потв.ст

-

-

-6

-4

-4

-2

-5

-5

-4

Варіант 3, граф ГА-4

U2б, кВ

6,3

-

10,5

10,5

10,5

-

-

-

-

U2ф, кВ

6,35

-

10,53

10,54

10,54

-

-

-

-

U, %

0,79

-

0,28

0,38

0,38

-

-

-

-

потв.ст

-4

-

-4

-3

-3

-

-

-

-

Варіант 3, граф ГА-5

U2б, кВ

-

10,5

10,5

-

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,16

10,19

-

8,97

6,28

10,45

10,56

6,33

U, %

-

-3,24

-2,95

-

-14,57

-0,32

-0,48

0,57

0,48

потв.ст

-

-6

-6

-

-4

-1

-6

-6

-5

З табл. 2.16 витікає, що у більшості випадків регулюючого діапазону трансформаторів вистачає для забезпечення бажаної напруги на шинах 6-10 кВ споживчих ПС. Виняток становить ПС АПК, для котрої напруга значно нижча за 10,5 кВ. В другому та третьому варіанті  на другій секції відхилення сягає -12,57 % та -14,57 %, що недопустимо ні у якому разі. Аналіз навантаження ПС АПК показує, що реактивна складова досить значна. Тому є можливість наблизити фактичну напругу до бажаної за рахунок встановлення конденсаторних установок (КУ), як це вже відмічалося в п. п. 2.5.2. Потужності КУ знайдемо за формулою (2.3) з тією різницею, що замість Рф1 будемо використовувати потужність РМ. Результати вибору типу і кількості КУ приведені в табл. 2.18.

Таблиця 2.18– Вибір конденсаторних установок на ПС АПК

№ тр.

РМ

МВт

QM

Мвар

tg 

QКУ

Мвар

Тип і кількість КУ

QКУном

Мвар

1

4,21

2,46

0,58

1,48

2УК-10-900Л(П)УЗ

1,8

2

4,22

2,46

0,58

1,48

2УК-10-900Л(П)УЗ

1,8

КУ на кожному з трансформаторів складені з двох комплектів, що дозволить регулювати потужність КУ і напругу в режимах мінімальних навантажень.

Після підключення КУ режим напруг покращується (табл. 2.19).

Таблиця 2.19– Перевірка забезпечення бажаної напруги на шинах вторинної напруги ПС з урахуванням КУ

Параметри

Найменування вузлів

Н.еконо

мічна

Воздві-

женовка

АПК

10 Венствол

Свиридівка

Новогро-

довка

U1ном, кВ

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-2

Т-1

Т-1

Т-2

Т-1

Варіант 1, граф ГА-1

U2б, кВ

-

10,5

10,5

10,5

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,56

10,51

10,42

10,36

6,28

10,5

10,57

6,31

U, %

-

0,57

0,09

-0,76

-1,33

-0,32

0

0,67

0,16

потв.ст

-

-4

-5

-3

-2

-1

-4

-4

-4

Варіант 2, граф ГА-2

U2б, кВ

6,3

10,5

10,5

-

10,5

-

-

-

-

U2ф, кВ

6,3

10,45

10,47

-

10,63

-

-

-

-

U, %

0

-0,48

-0,29

-

1,24

-

-

-

-

потв.ст

-3

-1

-1

-

-3

-

-

-

-

Варіант 3, граф ГА-5

U2б, кВ

-

10,5

10,5

-

10,5

6,3

10,5

10,5

6,3

U2ф, кВ

-

10,42

10,44

-

10,36

6,28

10,43

10,49

6,33

U, %

-

-0,76

-0,57

-

-1,33

-0,32

-0,67

-0,09

0,48

потв.ст

-

-3

-3

-

-3

-1

-3

-3

-4

Таким чином, встановлення КУ на ПС АПК робить усі варіанти технічно реалізованими.

2.7 Розрахунок капіталовкладень в варіанти розвитку мережі

Розрахунок капіталовкладень включає капітальні витрати на лінії електропередачі Кл і обладнання Коб

К = Кл + Коб.

В другому та третьому варіанті встановлюємо вимикач вартістю 72,8 т.грн.

В свою чергу капітальні вкладення в ЛЕП довжиною lл розраховуються через питомі капітальні вкладення k за формулою:

Кл = lлk.

Розрахунок Клр  наведен у табл.2.20,  а Кнов у табл.2.21.

Таблиця 2.20 – Розрахунок капіталовкладень у ЛЕП, що замінюються при реконструкції

Варіант

Ділянка

Марка

проводу

Тип

опор

lл

км

 

Клр,

т.у.о.

Клр,

т.грн

1

10В-л-Нов.

АС 150/24

З/б 1 колові

5,53

13,4

74,10

592,8

Нов.-Свир

АС150/24

З/б 1 колові

11,7

13,4

156,78

1254,2

Свир-АПК

АС 150/24

З/б 1 колові

8,4

13,4

112,56

900,5

АПК-Воз.

АС 150/24

З/б 1 колові

3,5

13,4

46,9

375,2

Усього:

3122,7

2

10В-л-Нов.

АС 150/24

З/б 1 колові

5,53

13,4

74,10

592,8

Нов.-Свир

АС 150/24

З/б 1 колові

11,7

13,4

156,78

1254,2

Свир-АПК

АС 150/24

З/б 1 колові

8,4

13,4

112,56

900,5

Кр-Новоек

АС 185/29

З/б 1 колові

3,68

15,3

56,3

450,4

Кр-Новоек

АС 185/29

З/б 1 колові

3,52

15,3

53,8

430,4

АПК-Воз.

АС 150/24

З/б 1 колові

3,5

13,4

46,9

375,2

Усього:

4003,5

3

Кр-Новоек

АС 185/29

З/б 1 колові

3,68

15,3

56,3

450,4

Кр-Новоек

АС 185/29

З/б 1 колові

3,52

15,3

53,8

430,4

10В-л-Нов.

АС 150/24

З/б 1 колові

5,53

13,4

74,10

592,8

Нов.-Свир

АС 150/24

З/б 1 колові

11,7

13,4

156,78

1254,2

Свир-Возд

АС 150/24

З/б 1 колові

11,9

13,4

159,5

1276,0

Усього:

4003,8

Таблиця 2.21 – Розрахунок капіталовкладень у нові ЛЕП

Варіант

Ділянка

Марка

проводу

Тип

опор

lл

км

k

т.у.о/км

Кнов,

т.у.о.

Кнов,

т.грн

1

відг. доАПК

АС 150/24

З/б 1 колові

7,6

13,4

101,84

814,7

Усього:

814,7

2

Новое-Возд

АС 150/24

З/б 1 колові

24,2

13,4

324,3

2594,4

відг. доАПК

АС 150/24

З/б 1 колові

7,6

13,4

101,84

814,7

Усього:

3409,1

3

Новое-АПК

АС 150/24

З/б 1 колові

21,12

13,4

283,0

2264,0

АПК-Воздв

АС 150/24

З/б 1 колові

3,96

13,4

53,1

424,8

Усього:

2688,8

Розрахунок економічних показників виконуємо в національній валюті, з умови, що 1 карб. відповідає 1 долару США. Перехід до гривень виконується за курсом НБУ , який дорівнює 8,0 грн/долл.

При реконструкції ділянки мережі знадобляться кошти для будівництва нової лінії Клр і кошти на демонтаж діючої лінії Кд. Для обслуговування лінії будуть потрібні щорічні витрати Влр. Від продажу проводів з існуючої лінії на брухт можна виручити кошти у розмірі Кб. Тоді витрати на реконструкцію складуть

Кр = Клр – (Кб + Кд).

Згідно 1 вартість демонтажу складає Кд = 0,5Км. В свою чергу, в 1 для повітряних ліній 35 кВ на залізобетонних опорах приймати вартість монтажних робіт Км = 0,85Кл. Тоді

Кд = 0,50,85Кл = 0,425Кл.

Лінії виконано сталево-алюмінієвими проводами, тому вартість брухту буде включати вартість алюмінію і сталевого дроту. Дані для проводів, що замінюються, згідно 12 для одного кілометра приведено в табл. 2.22.

Таблиця 2.22 – Дані для визначення вартості брухту

Марка проводу

Маса 1 км алюмінієвої частини проводу, т

Маса 1 км сталевого сердечника, т

Ціна алюм.,

т.грн

Ціна

сталі, т.грн

АС 70/11

0,188

0,88

5

2

АС 95/16

0,261

0,124

АС 120/19

0,324

0,147

АС 150/24

0,409

0,190

Тоді, наприклад, з урахуванням, що від ПС 10 Венствол до ПС Новогродовка підходить лінія довжиною 5,53 км, вартість брухту складе:

Кб = 5,53∙(0,3245,0 + 0,1472,0) = 10,58 тис. грн.

Кд = 0,425∙601,66=255,71 тис.грн.

Розрахунок вартості демонтажу ліній, що реконструюються, наведен у табл. 2.23.

Таблиця 2.23 – Вартість металу та демонтажу реконструйованих ліній

Вар.

Ділянка

Марка

проводу

lл,

км

k,

т.у.о/км

Кбр,

т.грн

Клст,

Кд,

т.грн

т.у.о.

т.грн.

1

10В-л-Нов.

АС 120/19

5,53

13,6

10,58

75,21

601,66

255,71

Нов.-Свир

АС 70/11

11,7

6,7

13,06

78,39

627,12

266,53

Свир-АПК

АС 70/11

8,4

6,7

9,37

56,28

450,24

191,35

АПК-Воз.

АС 70/11

3,5

6,7

3,9

23,45

197,24

83,83

Усього:

1876,3

797,4

2

10В-л-Нов.

АС 120/19

5,53

13,6

10,58

75,21

601,66

255,71

Нов.-Свир

АС 70/11

11,7

6,7

13,06

78,39

627,12

266,53

Свир-АПК

АС 70/11

8,4

6,7

9,37

56,28

450,24

191,35

Кр-Новоек

АС 95/16

3,68

6,8

5,7

25,02

200,19

85,08

Кр-Новоек

АС 150/24

3,52

13,4

5,54

47,17

377,34

160,37

АПК-Воз.

АС 70/11

3,5

6,7

3,9

23,45

197,24

83,83

Усього:

2453,8

1042,9

3

Кр-Новоек

АС 150/24

3,52

13,4

5,54

47,17

377,34

160,37

Кр-Новоек

АС 70/11

3,5

6,7

3,9

23,45

197,24

83,83

10В-л-Нов.

АС 120/19

5,53

13,6

10,58

75,21

601,66

255,71

Нов.-Свир

АС 70/11

11,7

6,7

13,06

78,39

627,12

266,53

Свир-Возд

АС 70/11

11,9

6,7

13,28

79,73

637,84

271,08

Усього:

2441,2

1037,5

Таблиця 2.24 – Вартість реконструкції ЛЕП

Вар.

Ділянка

Клр,

т.грн

Кбр,

т.грн

Кд,

т.грн

Крек,

т.грн

1

10В-л-Нов.

592,8

10,58

255,71

326,5

Нов.-Свир

1254,2

13,06

266,53

974,6

Свир-АПК

900,5

9,37

191,35

699,7

АПК-Воз.

375,2

3,9

83,83

287,5

Усього:

3122,7

36,91

797,4

2288,3

2

10В-л-Нов.

592,8

10,58

255,71

326,5

Нов.-Свир

1254,2

13,06

266,53

974,6

Свир-АПК

900,5

9,37

191,35

699,7

Кр-Новоек

450,4

5,7

85,08

359,6

Кр-Новоек

430,4

5,54

160,37

261,9

АПК-Воз.

375,2

3,9

83,83

287,5

Усього:

4003,5

48,15

1042,9

2997,5

3

Кр-Новоек

450,4

5,54

160,37

359,6

Продовження табл.2.24

Кр-Новоек

430,4

3,9

83,83

261,9

10В-л-Нов.

592,8

10,58

255,71

326,5

Нов.-Свир

1254,2

13,06

266,53

974,6

Свир-Возд

1276,0

13,28

271,08

991,3

Усього:

4003,8

46,36

1037,5

2913,9

Розрахунок капіталовкладень по варіантах наведено у табл.2.25.

Таблиця 2.25 – Розрахунок капіталовкладень у варіанти розвитку

Вар.

Крек,

т.грн

Кнов,

т.грн

Коб,

т.грн

К,

т.грн

1

2288,3

814,7

-

3103,0

2

2997,5

3409,1

72,8

6479,4

3

2913,9

2688,8

72,8

5675,5

2.8  Розрахунок щорічних витрат

Щорічні витрати складаються з постійних витрат на обслуговування ліній електропередач і обладнання Вп і вартості втрат електроенергії Ве

В = Вп + Ве.

Втрати на обслуговування розраховуються як частка від відповідних капіталовкладень

Вп =(Рп/100)∙К

Норма Рп встановлюється [12] окремо для ліній електропередачі і обладнання.

Вартість втрат електроенергії W розраховується за середньою закупівельною ціною на електроенергію Цc (згідно з Постановою  НКРЕ від 22.02.2013р  Цc = 0,7167 т.грн/МВт∙г,):

Ве = ЦcW.

Оскільки трансформатори у варіантах не змінюються, втрати електроенергії W будемо враховувати тільки у ЛЕП.

Під втратами електроенергії в елементах мережі будимо розуміти величину, на яку змінюються втрати після реконструкції, тобто знайдемо їх як різницю між тими втратами, які будуть спостерігатися в мережі, і які назвемо «новими» Wнов, і тими, що існують в мережі на даний момент, які назвемо «старими» Wстар

W = WновWстар.

 Величини втрат електроенергії в свою чергу розраховуються за втратами потужності Р, які вибираються з відповідних результатів розрахунку усталеного нормального режиму для кожного з варіантів,

Р = ΔРнов.-ΔРстар. Далі визначаємо втрати електроенергії:

ΔW = Рл.

Виконуємо розрахунки вартості втрат електроенергії в варіантах розвитку мережі (табл. 2.26).

Таблиця 2.26 – Розрахунок вартості втрат електроенергії в варіантах підключення ПС АПК

Варіант

ЛЕП

Wл

МВт∙г

Ве.

т.грн/р

Рнов

МВт

Рстар

МВт

Р

МВт

1

0,98

0,16

0,82

3034,0

2174,5

2

0,67

0,19

0,48

1776,0

1272,8

3

0,75

0,20

0,55

2035,0

1458,5

Розрахунок постійних витрат наведено у табл. 2.27.

Таблиця 2.27 – Постійні витрати для трьох варіантів

Варіант

ЛЕП

Обладнання

Вп

тис.грн/р

Pп pобсл,%

Кл,

т.грн

Вл

тис.грн/р

Pп

pобсл,%

Коб,

т.грн

Воб

тис.грн/р

1

7,2

3103,0

223,4

14,4

-

-

223,4

2

7,2

6406,6

461,3

14,4

72,8

10,5

471,8

3

7,2

5602,7

403,4

14,4

72,8

10,4

413,8

2.9   Розрахунок збитків при перервах живлення

Для розрахунків очікуваного національного збитку від перерв в електропостачанні складаємо спрощені схеми заміщення (рис. 2.7), в яких  як елементи, враховуються лише лінії електропередач і вимикачі, що входять в


Рисунок 2.7 – Структурні схеми для розрахунку надійності


дану ділянку. Для складених схем визначаємо коефіцієнти вимушеного КВ і планового КП простою окремих гілок [1].

Схема «а» (варіант 1),  складається з послідовно ввімкнених ПЛ, котрі виконані проводом марки АС 150/24 загальною довжиною 31,2 км та два вимикача – перший встановлений на головній ділянці, другий в перемичці ПС АПК.

Схема «б» (варіант 2). Справа, з боку ПС Новоекономічна, послідовно ввімкнені дві ПЛ, котрі виконані проводом марки АС 150/24 загальною довжиною 32,23 км. Два вимикача – перший  знаходиться на головній ділянці, другий в перемичці ПС Воздвіженовка. Зліва, з боку ПС Новогродовка, послідовно ввімкнені дві ПЛ, котрі виконані також  проводом марки АС 150/24 загальною довжиною 23,9 км.

Для схеми «в» (варіант 3), роздуми абсолютні роздумам схеми 2. Єдина  відмінність є та, що ПС Воздвіженовка і ПС АПК помінялися місцями.

Повне погашення ПС АПК можливе лише при одночасній перерві живлення зліва і справа.  При резервному з'єднанні ланцюгів вірогідність цього погашення визначається як

К = Кзл+ Кзпр ,

К1= КВИМ + ∑КЛЕП ,

де     КВИМ – коефіцієнт вимушеного простою вимикачів, відн./од.

КЛЕП  – коефіцієнт вимушеного простою ЛЕП, відн./од.

    де ωi  – параметр потоку відмов, відмов/рік (згідно [1] ωлеп = 1,4,

відмов/рік на 100 км; ωПлеп = 9,  простоєв./рік; ωвим = 0,02,

            відмов/рік; ωПвим   = 2,  простоєв./рік);

    ТВ – середній час відновлення, років/відмов (згідно [1]   

            TВлеп = 1,0∙10-3 , рік/відмов; TВвим = 1,3∙10-3, рік/відмов).

К = КВав+ КП ,

КП = КПлеп + КПвим    ,

         де, згідно [8]  КПвим =  5∙10-3 , відмов/од;  

                     КПлеп =  4∙10-3 , відмов/од.   

Розрахунки  К для трьох варіантів приведено в табл. 2.25.

Розраховуємо збиток від перерв в електропостачанні для трьох варіантів:


Таблиця 2.28 – Коефіцієнти аварійного і планового простоїв

Варіант

l,км

ωлеп l,

від./р

ωплеп,

пр./р

TВлеп,

р/відм.

КВлеп,

в/од

КПлеп,

від/од

кіл-ть

вимик.,шт

ω,

від./р

ωпвим,

пр./р

TВвим,

р/від.

КВвим,

в/од

КПвим, в/од

КВ,

в/од

КП,

в/од

1

31,2

0,437

9

1,0∙10-3

0,437∙10-3

0,004

1

0,02

2