98418

Підвищення ефективності функціонування району міських електричних мереж м. Славутича

Дипломная

Энергетика

В цих умовах на системи електропостачання об’єктів міста Славутич накладається вимога ефективного забезпечення споживачів електричною енергією потрібної якості та надійності. Оскільки домінуюча частка у передачі електричної енергії міським споживачам належить кабельним лініям напругою 10 кВ, то саме підвищення ефективності їх режимів роботи...

Украинкский

2015-11-03

1.16 MB

1 чел.

3

Міністерство освіти і науки України

Чернігівський державний технологічний університет

Факультет електронних і інформаційних технологій

Кафедра електричних систем і мереж

                                                             ЗАТВЕРДЖУЮ

                                                                                              Професор кафедри

                                                                                              електричних систем і мереж

                                                                                              д.т.н., проф.  

                                                                    ______________ Скоробогатова В.І.

                                                                                              "____"____________20__г.

ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ

НА ПРИСВОЄННЯ КВАЛІФІКАЦІЇ ІНЖЕНЕРА-ЕЛЕКТРИКА

за спеціальністю 7.05070102 "Електричні системи і мережі"

Тема: Підвищення ефективності функціонування району міських електричних мереж м. Славутича 

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

ЧДТУ.565722.001ПЗ

ТОМ 2

Виконав

студент групи ЗЕМ- 071                О.Г. Бойко

Керівник проекту

к.т.н., доцент      Р.О. Буйний 

Консультант з

економічної частини

к.е.н., доцент                          Н.Т. Шадура-Никипорець

Консультант з розділу

"Охорона праці табезпека

в надзвичайних ситуаціях"     С.І. Сахно

Нормоконтроль       Т.В. Кулько

2013

Чернігівський державний технологічний університет

Факультет електронних та інформаційних технологій

Кафедра електричних систем і мереж

Затверджую

Професор кафедри

електричних систем і мереж

д.т.н., проф.

__________Скоробогатова В.І.

«___»_____________2013р.

ЗАВДАННЯ

на дипломне проектування студенту групи ЗЕМ-071

Бойко Олені Григорівні

1 Тема проекту: Підвищення ефективності функціонування району міських електричних мереж м. Славутича.

2 Затверджена наказом по університету: №173-С від “22” березня 2013 р.

3 Вихідні дані до проекту: схема нормального режиму електричних мереж напругою 10 кВ м. Славутич, схема електрична принципова підстанції 110/10 кВ «Город», графіки навантаження за потужностями у режимні дні на вводах 0,4кВ ТП 10/0,4 кВ району міських електричних мереж м. Славутич.

4 Основні частини розрахунково-пояснювальної записки:

  1.  матеріали дослідження функціонування району міських електричних мереж;
  2.  визначення втрат потужності, втрат напруги та показників надійності району електричних мереж;
  3.  підвищення ефективності функціонування району електричних мереж напругою 10 кВ;
  4.  АСОЕ на ТП 10/0,4 кВ;
  5.  економічне обґрунтування прийнятих рішень;
  6.  охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях.

5 Перелік графічного матеріалу:

  1.  схема нового нормального режиму району міських електричних мереж м. Славутич;
  2.  закони регулювання напруги на шинах 10 кВ підстанції «Город»;
  3.  картограми напруг на шинах 10 кВ підстанції «Город»;
  4.  структурна схема АСОЕ.

6 Дата видачі завдання:                                        “18березня 2013 р.

7 Термін здачі студентом закінченого проекту: “1червня 2013 р.

Керівник проекту                                       ____________ Р.О. Буйний

Консультант з економічної частини         ____________ Н.Т. Шадура-Никипорець

Консультант по розділу «Охорона паці» _____________ С.І. Сахно

Завдання прийняла до виконання             _____________ О.Г. Бойко

РЕФЕРАТ

Дипломний проект складається з пояснювальної записки в двох томах та графічної частини. Пояснювальна записка: 121 сторінка, 18 рисунків, 38 тоблиць, 1 додаток, пнрнлік посилань з 13 джерел. Графічна частина: 6 креслень формату А 1.

Обєкт дослідження – район міських електричних мереж напругою 10 кВ м.Славутича.

Мета роботи – підвищення ефективності роботи району міських електричних мереж м.Славутич.

Виконано всебічний аналіз стану об’єкту дослідження і встановлено доцільність проведення заходів щодо підвищення ефективності режимів роботи електричної мережі. Вибрали найефективніший режим роботи міських електричних мереж м.Славутича з найменшими втратами потужності.

ЕЛЕКТРИЧНА МЕРЕЖА, ТРАНСФОРМАТОР, ЕКОНОМІЧНА ЕФЕКТИВНІСТЬ, НАДІЙНІСТЬ, АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА ОБЛІКУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ.

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ ТА СКОРОЧЕНЬ                                                 6

ВСТУП                                                                                                                                  7

1 МАТЕРІАЛИ ДОСЛІДЖЕННЯ ФУНКЦІОНУВАННЯ РАЙОНУ МІСЬКИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ                                                                                                   9

2 ВИЗНАЧЕННЯ ВТРАТ ПОТУЖНОСТІ,  ВТРАТ НАПРУГИ ТА  ПОКАЗНИКІВ НАДІЙНОСТІ РАЙОНУ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ                                                     15

2.1 Визначення втрат потужності в елементах мережі                                                  15 2.2 Визначення втрат напруги в елементах мережі                                                        18

2.3 Показники надійності функціонування району міських електричних мереж м.Славутича                                                                                                                        22

2.4 Розрахунок нормального режиму роботи електричної мережі                               30

3. Підвищення ефективності функціонування РАЙОНУ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ НАПРУГОЮ 10 кВ                                                              35 3.1 Можливі заходи по підвищенню ефективності роботи району електричних

мереж                                                                                                                                  35

3.2 Вибір закону регулювання напруги в центрі живлення                                          37

3.3Вибір потужності трансформаторів ТП                                                                     54

3.4.Вибір відпайок силових ТР                                                                                        72

4 АСОЕ НА ТП 10/0,4 кВ                                                                                                 87

4.1 Загальна частина                                                                                                         87

4.2 Нижній рівень АСОЕ                                                                                                  88

4.3 Верхній рівень АСОЕ                                                                                                  90

5 ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ ПРИЙНЯТИХ РІШЕНЬ                                  93

6 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ                103

6.1 Поняття та суть безпеки людини                                                                             103

6.2 Класифікація надзвичайних ситуацій                                                                      107

6.3 Організація безпеки життєдіяльності населення в надзвичайних ситуаціях       111 6.4 Загальні поняття охорони праці в енергетиці                                                         112 6.5 Розрахунок освітлення приміщення                                                                        114 ВИСНОВКИ                                                                                                                     119

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ                                                                                                   120

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ ТА СКОРОЧЕНЬ

КЛ – кабельна лінія

ЛЕП – лінія електропередач

ПБЗ – перемикання без збудження

ПС – підстанція

ПС 1 1 – перша секція шин підстанції «Город»

ПС 1 2 – друга секція шин підстанції «Город»

РП – розподільний пункт

СЕП – система електропостачання

ТП - трансформаторна підстанція

ТР – трансформатор


ВСТУП

В даний час безперервні зміни у процесі суспільного розвитку призводять до досить суттєвого їх відображення у комунально-побутовій та промисловій сферах, які є основними споживачами елементів науково-технічного прогресу суспільства. Окремим осередком, що поєднує ці дві сфери людської діяльності, можна вважати місто. Його промислові об’єкти зосереджені серед житлових забудов та об’єктів різних галузей обслуговування, що мають велику щільність забудови. Цілком закономірним є і те, що загальний прогрес у цих галузях ґрунтується на розширенні виробництва, впровадженні нових технологій, збільшенні обсягу побутових приладів, що в свою чергу призводить до збільшення потужності як промислових, так і непромислових споживачів. Звичайним є також і те, що з удосконаленням технологій з’являється можливість більш доступного забезпечення закладів охорони здоров’я  необхідними життєво-важливими приладами. Поступове збільшення темпів будівництва врешті-решт призводить до виникнення нових потужних споживачів з різними категоріями надійності електроприймачів.

В цих умовах на системи електропостачання об’єктів міста Славутич накладається вимога ефективного забезпечення споживачів електричною енергією потрібної якості та надійності. Оскільки домінуюча частка у передачі електричної енергії міським споживачам належить кабельним лініям напругою 10 кВ, то саме підвищення ефективності їх режимів роботи дозволить досягти покращення загального добробуту та забезпечити надійне електропостачання.

Стан кабельних ліній м. Славути може бути кращим. Перешкодою нормальному функціонуванню кабельних мереж 10 кВ може стати строк їх експлуатації, подекуди сягаючий двадцять п’ять років. Звичайно, що безвідмовна робота в таких умовах малоймовірна, у зв’язку зі старінням ізоляції та деталей з’єднувальних муфт.

Разом з тим, приріст потужності споживачів веде до поступового підвищення завантаженості ліній, що в свою чергу не може не відбитися на втратах потужності та електричної енергії. А вони, як відомо, призводять до економічних збитків.

Отже, аналізуючи існуючий стан та перспективу розвитку кабельних ліній, доцільно розробити заходи по підвищенню ефективності їх роботи шляхом зменшення втрат потужності та електричної енергії. На основі техніко-економічного порівняння варіантів можна вибрати найбільш прийнятний з урахуванням специфіки району міських електричних мереж м.Славутич.


1 Матеріали дослідження функціонування району міських електричних мереж

Зона електропостачання, яка розглядається в даному проекті, складається з 31 трансформаторної підстанції 10/0,4 кВ загальною потужністю 30250 кВт, що живляться від першої та  другої секції шин 10 кВ підстанції 110/10 кВ «Город» та через  три  розподільні пункти (РП): РП-2, РП-1, РП-5.  

Мережа кабельних ліній охоплює райони кварталів Талліннський, Ризький, Вільнюський, Ленінградський, Бєлгородський, Печерський, Київський, Єреванський, Бакинський, Тбіліський,Московський, Чернігівський, Дружба Народів, Добринінський, Майбутнього, Молодіжний. Споживачі, які живляться від мережі, поділяються на промислових та комунально-побутових. До промислових споживачів відносяться електрозварювальні та газозварювальні майстерні, бойлерні, цех по ремонту та техобслуговуванню автомобілів. До комунально-побутових споживачів охоплених кварталів належать житлові приватні одноповерхові будинки, житлові багатоповерхові будинки без ліфтів, житлові багатоповерхові будинки з ліфтами, магазини, аптеки, торгова площадка, дитяча поліклініка, житлово-експлуатаційна контора, учбово-курсовий комбінат, котельна,  дитячі садки, школи, гаражі та зовнішнє освітлення.  Навантаження кожної трансформаторної підстанції (ТП), а також  тип встановленого трансформатора (ТР) представлені в таблиці 1.1. Ця таблиця  складена на основі журналу замірів струмових навантажень по ТП за осінньо-зимовий період.

 

         Таблиця 1.1 – Характеристики ТП 10/0.4 кВ зони електропостачання

№ ТП

Тип трансформатора

Струмове навантаження I, А

Т 1

Т 2

Т 1

Т 2

1

2

3

4

5

1

    ТМ-400

    ТМ-400

257,12

321,18

2

ТМГ-400

ТМГ-400

252,4

263,86

         

         Продовження таблиці 1.1

1

2

3

4

5

3

  ТМ-400

  ТМ-400

233,95

271,15

4

  ТМ-250

  ТМ-250

115,71

128,51

5

ТМВМ-630

ТМВМ-630

327,62

210,56

6

ТМВМ-630

ТМВМ-630

315,24

417,70

7

ТМВМ-630

ТМВМ-630

305,64

248,25

8

   ТМГ-400

   ТМГ-400

281

335

9

   ТМГ-400

   ТМГ-400

214,43

300,3

10

   ТМ-400

   ТМ-400

251,98

294,91

12

   ТМ-400

   ТМ-400

77,77

67,50

13

 ТМВМ-630

 ТМВМ-630

99,41

-----

14

   ТМГ-400

   ТМГ-400

503,9

499,47

15

   ТМ-400

   ТМ-400

423,79

48,10

17

   ТМ-630

   ТМ-630

55,11

107,54

18

 ТМВМ-630

 ТМВМ-630

166,08

62,41

19

   ТМ-400

    ТМ-400

197,03

82,25

20

 ТМВМ-630

  ТМВМ-630

395,67

350,44

21

    ТМ-630

    ТМ-630

84,59

4,23

22

    ТМ-630

    ТМ-630

381,3

233,73

23

    ТМ-400

    ТМ-400

221,96

346,5

24

ТМГ-400

    ТМГ-400

255,24

309,12

25

    ТМ-630

    ТМ-630

274,15

477,18

26

    ТМ-630

    ТМ-630

200,79

180,09

27

    ТМ-630

    ТМ-630

205,77

284,06

28

    ТМ-630

    ТМ-630

350,13

440,67

281

    ТМ-630

-------

82,88

-----

29

    ТМ-630

    ТМ-630

228,36

187,26

30

    ТМ-400

    ТМ-400

123,35

54,58

31

    ТМ-250

    ТМ-250

122,77

44,57

32

     NТ-250

     NТ-250

178,39

101,84

Мережа кабельних ліній зони електропостачання складається з 75 ділянок загальною довжиною  82,902  кілометрів. У таблиці 1.2 приведені  параметри ділянок кабельних ліній (КЛ).

 

Таблиця 1.2 – Параметри ділянок кабельних ліній

Ділянка

Марка кабелю

Ділянка L, км

Початок лінії

Кінець лінії

1

2

3

4

ПС    1  1

РП      1  1

АСБУ-185

3,62

РП      1  1

ТП    17  1

ААШв-120

1,94

ТП   17   1

РП    18  2

ААБлУ-120

0,400

РП      1  1

ТП      5  1

ААБлУ-120

1,05

ТП      5  1

ТП      7  1

ААШв-120

0,720

ТП      7  1

ТП      9  1

ААБл-120

0,620

ТП      9  1

ТП      8  1

ААШв-120

0,55

ТП      8  1

ТП      6  2

ААШв-120

0,78

РП      1  1

ТП    14  1

АСБУ-120

0,551

ТП   14   1

ТП    20  1

ЦАСБУ-120

0,713

ТП    20  1

ТП    21  1

ААШв-120

0,756

ТП    21  1

ТП    22  1

ААШв-120

1,55

ТП    22  1

ТП    23  2

ААБл-120

0,350

ПС      1  1

РП      2  1

АСБУ-185

4,78

РП      2  1

ТП    31  1

ААШв-120

0,750

ТП    31  1

ТП    25  1

ААШв-120

0,150

ТП    25  1

ТП      1  1

ААШв-120

0,810

ТП      1  1

ТП      2  1

ААШв-120

0,650

ТП      2  1

ТП      3  1

ААШв-120

0,710

ТП      3  1

ТП      4  1

ААШв-120

0,410

ТП      4  1

ТП      6  2

ААШв-120

0,390

РП      2  1

ТП    12  1

ААШв-120

0,400

ТП    12  1

ТП    13  1

ААШв-120

0,150

ТП    13  1

ТП    15  1

ААШв-120

0,645

ТП    15  1

ТП    19  1

ААШв-120

0,817

РП      2  1

ТП     27 1

ААШв-120

1,57

Продовження таблиці 1.2

1

2

3

4

ТП    27  1

ТП    10  1

ААШв-120

1,12

ТП    10  1

ТП    24  1

ААШв-120

0,460

ТП    24  1

ТП    23  1

ААШв-120

0,454

ПС      1  1

РП      5  1

АСБУ-185

6,40

РП      5  1

ТП    32  1

ААШв-120

0,580

ТП    32  1

ТП    30  1

ААШв-120

0,533

ТП    30  1

ТП    18  1

ААШв-120

1,20

РП      5  1

ТП    26  1

ААШв-120

0,980

ТП    26  1

ТП    28  1

ААШв-120

0,580

ТП    28  1

ТП   29   1

ААШв-120

0,30

ТП    29  1

ТП    19  1

ААШв-120

3,02

ПС      1  2

РП      1  2

АСБУ-185

3,62

РП      1  2

ТП    17  2

ААШв-120

1,55

ТП    17  2

ТП    18  2

ААБлУ-120

0,400

РП      1  2

ТП      5  2

ААБлУ-120

1,05

ТП      5  2

ТП      7  2

ААШв-120

0,720

ТП      7  2

ТП      9  2

ААБл-120

0,620

ТП      9  2

ТП      8  2

ААШв-120

0,550

ТП      8  2

ТП      6  1

ААШв-120

0,780

РП      1  2

ТП    14  2

АСБУ-120

0,551

ТП    14  2

ТП    20  2

ЦАСБУ-120

0,713

ТП    20  2

ТП    21  2

ААШв-120

0,756

ТП    21  2

ТП    22  2

ААШв-120

1,55

ТП    22  2

ТП    23  2

ААБл-120

0,454

ПС      1  2

РП      2  2

АСБУ-185

4,78

РП      2  2

ТП    31  2

ААШв-120

0,750

ТП    31  2

ТП    25  2

ААШв-120

0,150

ТП    25  2

ТП      1  2

ААШв-120

0,810

ТП      1  2

ТП      2  2

ААШв-120

0,650

ТП      2  2

ТП      3  2

ААШв-120

0,710

ТП      3  2

ТП      4  2

ААШв-120

0,410

ТП      4  2

ТП      6  1

ААШв-120

0,390

РП      2  2

ТП    12  2

ААШв-120

0,400

Продовження таблиці 1.2

1

2

3

4

ТП   12  2

ТП   13  2

ААШв-120

0,150

ТП   13  2

ТП   15  2

ААШв-120

0,645

ТП   15  2

ТП   19  2

ААШв-120

0,817

РП     2  2

ТП   27  2

ААШв-120

1,57

ТП   27  2

ТП   10  2

ААШв-120

1,12

ТП   10  2

ТП   24  2

ААШв-120

0,350

ТП   24  2

ТП   23  2

ААШв-120

0,454

ПС    1  2

РП     5  2

АСБУ-185

6,40

РП     5  2

ТП   32  2

ААШв-120

0,580

ТП   32  2

ТП   30  2

ААШв-120

0,533

ТП   30  2

ТП   18  2

ААШв-120

1,20

РП     5  2

ТП   26  2

ААШв-120

0,980

ТП   26  2

ТП   28  2

ААШв-120

0,580

ТП   28  2

ТП   29  2

ААШв-120

0,300

ТП   29  2

ТП   19  2

ААШв-120

3,02

ТП   28  2

ТП  281  1

ААШв-70

0,380

Вищенаведені електроприймачі мають різні категорії надійності, що викликає необхідність резервування трансформаторних підстанцій, які живлять електроприймачів першої та другої категорії [1]. Резервування може здійснюватися зі сторони високої напруги 10 кВ по резервних кабельних лініях від інших ТП та зі сторони низької напруги 0,4 кВ за допомогою перемикань з однієї секції шин на іншу.

Особливістю експлуатації розподільчих мереж з КЛ є часта зміна їхньої топології. У більшості випадків такі задачі виникають перед оперативним персоналом при пошкодженнях елементів СЕП або в процесі формування ремонтних схем. В результаті зміни топології відбувається перерозподіл навантаження мережі між різними джерелами живлення. Природно, що при цьому змінюється цілий спектр технічних і економічних показників, які характеризують функціонування СЕП: навантаження на ділянках мережі, втрати напруги, втрати потужності та електричної енергії, показники надійності СЕП. Очевидно, що у нормальних, післяаварійних та ремонтних режимах персонал повинен гарантувати відповідну надійність електропостачання, не допустити перевантаження ліній, забезпечити належну якість електричної енергії і мінімально можливий рівень її втрат. Оцінка завантаження обладнання дозволяє визначити максимальне завантаження елементів СЕП за розрахунковий період. Усі ці фактори повинні прийматися до уваги в процесі формування схем мереж.

Розрахунки завантаження устаткування зроблені в програмному пакеті IVK – СЭС, що дозволяє автоматично визначити максимальне завантаження елементів СЕП за розрахункову добу.

Розрахунки завантаження розподільчих мереж і живлячих ліній з нижньою границею завантаження 10%   та їх гістограми приведені в додатку А.

Розрахунки завантаження трансформаторів з нижньою границею завантаження 80%  та 40 %, а також їх гістограми приведені в додатку А.

Всі наведені вище дані знадобляться в подальших розрахунках режимів роботи мережі.

2 ВИЗНАЧЕННЯ ВТРАТ ПОТУЖНОСТІ, ВТРАТ НАПРУГИ ТА  ПОКАЗНИКІВ НАДІЙНОСТІ РАЙОНУ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

                  

2.1 Визначення втрат потужності в елементах мережі

При передачі електричної енергії від електростанції до споживачів в усіх елементах електричної мережі мають місце втрати потужності. Ці втрати виникають  в  лініях та трансформаторах . Розрахунок втрат потужності зони електропостачання будемо проводити згідно методики, викладеної у [2].

Втрати потужності на ділянці трифазної лінії визначаються за формулами:

,          (2.1)

,          (2.2)

де – втрати активної потужності в лінії;

    – втрати реактивної потужності в лінії;

      – активна потужність, що передається по лінії;

      – реактивна потужність, що передається по лінії;

      – лінійна напруга мережі;

      , – активний та реактивний опори ділянки лінії відповідно.

Втрати активної та реактивної потужності в трансформаторах поділяються на втрати холостого ходу (в провідностях та ) та втрати короткого замикання (в опорах обмоток та ). При розрахунку режимів роботи ліній електропередач з урахуванням трансформаторів провідності та враховуються у вигляді відповідних навантажень та входять в баланс потужності електропередачі.

Втрати активної потужності в сталі трансформаторів на перемагнічування та вихрові струми визначаються втратами холостого ходу трансформатора , які приводяться в паспорті трансформатора. Реактивна намагнічуюча потужність трансформатора визначається струмом холостого ходу , вираженому у відсотках від номінальної потужності:

,          (2.3)

де – номінальна потужність трансформатора.

Втрати потужності в обмотках трансформатора можуть бути визначені за формулами:

,         (2.4)

,         (2.5)

де – номінальна напруга вищої сторони трансформатора.

Таким чином загальні втрати потужності в трансформаторі складають:

 ,          (2.6)

                                 .                                                (2.7)

Розрахунок втрат потужності в кабельних лініях будемо проводити з урахуванням втрат потужності в трансформаторах. Потужність в кінці лінії визначається за формулами:

                                          ,                                               (2.8)

                                                      ,                                                (2.9)

де , – активне та реактивне навантаження трансформаторів ТП.

Потужність на початку лінії визначається за формулами:

                                                     ,                                       (2.10)

                                        ,                                                      (2.11)

де , – втрати активної та реактивної потужності в кабельній лінії.

Загальні втрати потужності:

                                        ,                          (2.12)

                            ,                                       (2.13)

де , – сумарні втрати активної та реактивної потужності в кабельних лініях, відповідно;

, – сумарні втрати активної та реактивної потужності в ТП 10/0.4 кВ.

Розрахунки втрат потужності та електричної енергії зроблені в програмному пакеті IVK – СЭС. Вихідною інформацією для розрахунків є заміри навантажень за період осінньо-зимового максимуму та типові графіки навантажень кожної ТП.

Результати розрахунку втрат потужності зведені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 - Втрати потужності в нормальному режимі роботи району міських   електричних мереж м.Славутич  з 8 до 9 годин (10 місяць 2012 року)

Джерело живлення

Втрати активної потужноті,   , МВт

ПС 1 1

91,6

ПС 1  2

92,5

ВСЬОГО

184,20

Результати розрахуноку втрат потужності для інших розглянутих режимів приведені в додатку А.

Результати розрахунку втрат електричної енергії приведені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Відпуск та втрати електричної енергії в нормальному режимі роботи району міських   електричних  мереж  м.Славутич  (10 місяць 2012 року )

Джерело живлення

Відпуск електроенергії

МВт*год

Втрати електроенергії

МВт*год

%

ПС 1 1

1805

55,81

3,09

ПС 1 2

1657

55,65

3,36

ВСЬОГО

3462

111,45

3,22

2.2 Визначення втрат напруги в елементах мережі

При передачі електричної енергії від електростанції до споживачів в усіх елементах електричної мережі мають місце також втрати напруги. Ці втрати виникають як в повітряних та кабельних лініях, так  і в трансформаторах підстанцій.

Величина втрат впливає на відхилення напруги у споживачів електричної енергії, які нормуються ГОСТ 13109-97 в залежності від режиму роботи.

ГОСТ 13109-97 встановлює вимоги до якості електричної енергії в електричних мережах загального призначення в точках, до яких приєднуються електричні мережі, що знаходяться у власності різних споживачів електричної енергії або приймачі електричної енергії (точки загального приєднання).

Напруга – найважливіший показник режиму системи електропостачання, який безпосередньо впливає на якість електричної енергії, надійність електропостачання та економічність роботи систем енергопостачання (СЕП).

Якість електричної енергії – це сукупність властивостей електроенергії, які обумовлюють придатність її для нормальної роботи приймачів електричної енергії у відповідності з їх призначенням.

З кожним роком проблема забезпечення необхідної якості електроенергії зростає. Це пов’язано з наступними факторами:

– великими масштабами споживання електричної енергії;

– збільшенням кількості приймачів електричної енергії, які дуже чутливі        до    якості електричної енергії;

          – збільшенням кількості приймачів електричної енергії, які негативно  

             впливають на якість електричної енергії;

          – необхідністю підвищення надійності електропостачання;

– прагнення до економії паливно-енергетичних ресурсів.

Показники якості електричної енергії – це кількісна характеристика властивостей електроенергії, яка визначає її якість стосовно до певних умов її виробництва, передачі та розподілу.

Режим напруги впливає на економічні показники роботи підприємств електричних мереж за рахунок необхідності відшкодування втрат у споживачів від неякісної електричної енергії та зміну втрат активної потужності в електричній мережі.

ГОСТ13109-97 встановлює 11 показників якості електроенергії в мережах загального призначення. Параметри якості для нормального режиму мають економічну природу, а для після аварійного – представляють технічні обмеження. Нормально допустимі значення показників якості повинні виконуватися з ймовірністю 0.95, мінімальний інтервал часу вимірювання повинен складати 24 години.

Найбільший збиток у приймачів електричної енергії із всіх показників якості викликають відхилення напруги.

Строк служби ізоляції в основному скорочується в результаті додаткового нагрівання збільшеним струмом. Недовипуск продукції визначається зміною частоти обертання двигунів. Складова збитку, викликана додатковим часом роботи зазвичай має невелике значення.

Електромагнітна складова збитку, що викликається коливаннями напруги і пов'язана зі збільшенням втрат потужності як в елементах електричної мережі, так і в електродвигунах, порівняно невелика. Переважаючою є технологічна складова збитку. Подразнення та втома органів зору, які впливають на продуктивність праці, залежать від амплітуди та частоти коливань. При однакових коливаннях напруги лампи розжарювання сильніше впливають на зір ніж газорозрядні джерела світла.

Коливання напруги негативно впливають на роботу технологічного обладнання промислових підприємств. Вони можуть призводити до розбалансу швидкості приводів прокатних станів, оскільки збудження двигунів постійного струму управляється за допомогою магнітних підсилювачів, режим роботи яких залежить від напруги в мережі. Дуже чутливі до коливання напруги побутова техніка, рентгенівські установки, комп'ютерна техніка.

При асиметрії напруги електромагнітна складова збитку обумовлюється збільшенням втрат та споживання активної та реактивної потужностей, недовироблення конденсаторними батареями та синхронними компенсаторами реактивної потужності, підвищеними процесами старіння ізоляції, скороченням строків служби світильників.

Розрахунок втрат напруги в мережі зони електропостачання будемо проводити згідно методики [2].

Втрата напруги в елементах мережі визначається за формулою:

                                             ,     (2.15)

де , – активна та реактивна потужності, що протікають по ділянці мережі;

    , – активний та реактивний опори елемента, відповідно.

Допустима втрата наруги у відсотках:

                                               .       (2.16)

Втрати напруги у віддалених споживачів повинні відповідати нормам ГОСТ 13109-97.Загальна втрата напруги у віддалених споживачів розраховується за формулою:

                                                          ,                  (2.17)

де – втрата напруги на і-й ділянці кабельної лінії.

Розрахунок режиму напруги для району міських електричних мереж м.Славутич  проводиться в программному пакеті IVK – СЭС з урахуванням закону регулювання напруги в центрі живлення та реальних відпайок ПБЗ на кожній ТП. Результати розрахунку зведені в таблицю 2.3.

Таблиця 2.3 – Втрати напруги у віддалених споживачів в нормальному режимі роботи району міських електричних мереж м.Славутич за інтервал часу з 8 до 9 годин (10 місяць 2012 року)

Ділянка

U, В

U, %

1

2

3

ПС  1  1 – ТП  17  10

104,5

1,045

ПС  1  1 – ТП    6  10

335,9

3,359

ПС  1  1 – ТП  22  10

299,7

2,997

ПС  1  1 – ТП    4  10

192,1

1,921

ПС  1  1 – ТП  19  10

200,6

2,006

ПС  1  1 – ТП  23  10

194,4

1,944

ПС  1  1 – ТП  30  10

110,4

1,104

ПС  1  1 – ТП  29  10

116,5

1,165

ПС  1  2 – ТП  18  10

119,8

1,198

ПС  1  2 – ТП    6  20

176,6

1,766

Продовження таблиці 2.3

1

2

3

ПС  1  2 – ТП  22  20

137,2

1,372

ПС  1  2 – ТП    4  20

200,2

2,002

ПС  1  2 – ТП  19  20

209,1

2,091

ПС  1  2 – ТП  23  20

378,2

3,782

ПС  1  2 – ТП  18  20

99,2

0,992

ПС  1  2 – ТП  29  20

162,3

1,623

Втрати напруги для інших розглянутих режимів приведені в додатку Г.

2.3 Показники надійності функціонування району міських електричних мереж  м.Славутич

Надійність – це властивість системи електропостачання виконувати задані функції в необхідному об’ємі при визначених умовах функціонування.

Найбільш ненадійним елементом системи електропостачання є лінії електропередач (ЛЕП) через свою розосередженість по території та вплив на них зовнішніх факторів. В міських електричних мережах близько 85% відключень припадають на долю ЛЕП [3].

Основною причиною пошкодження кабельних ліній є порушення їх механічної цілісності будівельними машинами та механізмами при земляних роботах. По цій причині в міських електричних мережах виникає близько 65% всіх пошкоджень кабельних ліній. Іншими причинами є старіння між фазної та поясної ізоляції, інтенсивна корозія (електрична та хімічна) покриття, перевантаження кабелю, попадання в кабель вологи, пошкодження ізоляції гризунами.

Ступінь пошкодження кабельної лінії залежить від способу прокладки кабельної лінії (в ґрунті, блоках, трубах, тунелях), різниці горизонтальних рівнів ділянки кабельної лінії (при великих перепадах виникає стікання масла та висушування ізоляції), агресивності навколишнього середовища, інтенсивності проведення будівельних робіт в зоні прокладки кабелю, строку експлуатації та режиму роботи.

Пробій кабелю зазвичай виникає в місцях встановлення з’єднувальних муфт та вертикальних ділянках кабелю.

Розрахунок показників надійності та величини не довідпущеної електричної енергії проводимо згідно методики [3].

До показників надійності, які визначають стан схеми системи електропостачання можна віднести:

1) параметр потоку відмов – ліміт відношення імовірності відмови об’єкта на інтервалі часу безпосередньо після даного моменту часу до тривалості цього моменту часу  при його необмеженому зменшенні;

2) частота відмов (середній параметр потоку відмов) – відношення середнього математичного очікування числа відмов об’єкта за заданий інтервал часу до тривалості цього інтервалу;

3) середня тривалість відновлення – математичне очікування тривалості відновлення об’єкта;

4) середня тривалість безвідмовної роботи – відношення тривалості роботи елемента до середнього числа його відмов на протязі цього часу;

5) імовірність відмови системи – імовірність того, що відмова наступить  протягом даного часу.

Для послідовного з’єднання елементів середня частота відмов розраховується за формулою:

,      (2.19)

де – частота відмов і-го елемента.

Частота відмов і-ї ділянки кабельної лінії 10 кВ розраховується за формулою:

,      (2.20)

де – питома частота відмов;

– довжина і-ї ділянки кабельної лінії.

В таблиці 2.4 наведені ділянки КЛ з частотою відмов.

Таблиця 2.4 - Частота відмов ділянок КЛ

Ділянка

Частота відмов

Початок лінії

Кінець лінії

1

2

3

ПС    1  1

РП     1  1

0,362

РП     1  1

ТП   17  1

0,194

ТП   17  1

РП   18  2

0,04

РП     1  1

ТП     5  1

0,105

ТП     5  1

ТП     7  1

0,072

ТП     7  1

ТП     9  1

0,062

ТП     9  1

ТП     8  1

0,055

ТП     8  1

ТП     6  2

0,078

РП     1  1

ТП   14  1

0,0551

ТП   14  1

ТП   20  1

0,0713

ТП   20  1

ТП   21  1

0,0756

ТП   21  1

ТП   22  1

0,155

ТП   22  1

ТП   23  2

0,035

ПС     1  1

РП     2  1

0,478

РП     2  1

ТП   31  1

0,075

ТП   31  1

ТП   25  1

0,015

ТП   25  1

ТП     1  1

0,081

ТП     1  1

ТП     2  1

0,065

ТП     2  1

ТП     3  1

0,071

ТП     3  1

ТП     4  1

0,041

ТП     4  1

ТП     6  2

0,039

Продовження таблиці 2.4

1

2

3

РП      2  1

ТП   12  1

0,04

ТП    12  1

ТП   13  1

0,015

ТП    13  1

ТП   15  1

0,0645

ТП    15  1

ТП   19  1

0,0817

РП      2  1

ТП   27  1

0,157

ТП    27  1

ТП   10  1

0,112

ТП    10  1

ТП   24  1

0,046

ТП    24  1

ТП   23  1

0,0454

ПС     1  1

РП     5  1

0,64

РП      5  1

ТП   32  1

0,058

ТП    32  1

ТП   30  1

0,0533

ТП    30  1

ТП   18  1

0,12

РП      5  1

ТП   26  1

0,098

ТП    26  1

ТП   28  1

0,058

ТП    28  1

ТП  29   1

0,03

ТП    29  1

ТП   19  1

0,302

ПС     1  2

РП     1  2

0,362

РП      1  2

ТП   17  2

0,155

ТП    17  2

ТП   18  1

0,04

РП      1  2

ТП     5  2

0,105

ТП      5  2

ТП     7  2

0,072

ТП      7  2

ТП     9  2

0,062

ТП      9  2

ТП     8  2

0,055

ТП      8  2

ТП     6  1

0,078

РП      1  2

ТП   14  2

0,0551

ТП    14  2

ТП   20  2

0,0713

ТП    20  2

ТП   21  2

0,0756

ТП    21  2

ТП   22  2

0,155

ТП    22  2

ТП   23  1

0,0454

ПС     1  2

РП     2  2

0,478

РП     2  2

ТП   31  2

0,075

ТП   31  2

ТП   25  2

0,015

ТП   25  2

ТП     1  2

0,081

Продовження таблиці 2.4

1

2

3

ТП     1  2

ТП     2  2

0,065

ТП     2  2

ТП     3  2

0,071

ТП     3  2

ТП     4  2

0,041

ТП     4  2

ТП     6  1

0,039

РП     2  2

ТП   12  2

0,040

ТП   12  2

ТП   13  2

0,015

ТП   13  2

ТП   15  2

0,0645

ТП   15  2

ТП   19  2

0,0817

РП     2  2

ТП   27  2

0,157

ТП   27  2

ТП   10  2

0,112

ТП   10  2

ТП   24  2

0,0350

ТП   24  2

ТП   23  2

0,0454

ПС    1  2

РП     5  2

0,64

РП     5  2

ТП   32  2

0,058

ТП   32  2

ТП   30  2

0,0533

ТП   30  2

ТП   18  2

0,12

РП     5  2

ТП   26  2

0,098

ТП   26  2

ТП   28  2

0,058

ТП   28  2

ТП   29  2

0,03

ТП   29  2

ТП   19  2

0,302

ТП   28  2

ТП  281  1

0,038

Таким чином, сумарна середня частота відмов ділянок електричної мережі до найвіддаленіших споживачів в зоні електропостачання буде становити:

.

                 

             

             

              

                 

             

             

              

Середня тривалість відновлення електропостачання для послідовного з’єднання елементів надійності розраховується за формулою:

,      (2.21)

де – середня тривалість відновлення і-ї ділянки кабельної лінії. Для КЛ 10 кВ згідно [3] приймаємо год для всіх ділянок.

Звідси, середній час відновлення ділянок електричної мережі для зони електропостачання складає:

год.;                     год.;

год.;                     год.;

год.;                      год.;

год.;                       год.;

год.;                       год.;

год.;                      год.;

год.;                      год.;

год.;                         год.

Середня тривалість безвідмовної роботи ділянок електричної мережі зони електропостачання визначається за формулою:

.      (2.22)

Отже,

год. ;               год.;

год.;                 год.;

год.;               год.;

год.;              год.;

год.;                год.;

год.;             год.;

год.;              год.;

год.;               год.

Імовірність відмови системи за років визначається за формулою:

.     (2.23)

Імовірність відмови району міських електричних мереж м.Славутич за 1 рік експлуатації складає:

       

        

       

       

        

       

       

       

При оцінюванні надійності електропостачання одного споживача розглядається два стани системи: працездатний та непрацездатний. Імовірність знаходження системи електропостачання повністю в непрацездатному стані незначна. Сучасні мережі електропостачання мають можливість резервування джерел живлення та обладнані пристроями захисту та автоматики.

Відмова в електропостачанні хоча б одного споживача, який приєднаний до мережі, призводить до невиконання системою основної задачі – забезпечення споживачів електричною енергією потрібної якості та в заданому об’ємі.

2.4 Розрахунок нормального режиму роботи електричної мережі

Розрахунок проводимо за допомогою програмного пакету IVK – СЭС, використовуючи заміри навантажень за період осінньо-зимового максимуму та типові графіки навантажень кожної ТП як вихідну інформацію для розрахунків.

Результати розрахунків наведені в табицях 2.5 – 2.6.

Таблиця 2.5 – Результати розрахунку нормального режиму роботи району міських електричних мереж м.Славутич за інтервал часу з  8 до 9 години (10 місяця 2012 року)

Початковий

Кінцевий

Джерело

Потужність

Струм

Завант.

Напруга

Втрати

Втрати

номер

номер

живлення

P,

Q,

 І,

 

 

 

потужн.

напруги

вітки

вітки

№ сш.  Яч.

кВт

кВАр

А

%

Кв

%

кВт

В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС  1  1

РП  1  1

ПС  1  1  4

1221

934

89

28

9,91

-0,9

13,59

96,2

РП  1  1

ТП  17  1

ПС  1  1  4

10

6

0

0

9,91

-0,9

0

0,6

ТП  17  1

ТП 18  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

0

9,91

-0,9

0

0

РП  1  1о

РП  1  2

ПС  1  1  4

0

0

0

0

9,91

-0,9

0

0

РП  1  1

ТП  5  1

ПС  1  1  4

587

457

43

18

9,89

-1,1

1,42

19

ТП  5  1

ТП  7  1

ПС  1  1  4

494

428

38

15

9,88

-1,2

0,75

11,2

ТП  7  1

ТП  9  1

ПС  1  1  4

355

303

27

11

9,87

-1,3

0,33

6,9

ТП  9  1

ТП  8  1

ПС  1  1  4

315

296

25

10

9,86

-1,4

0,25

5,5

ТП  8  1

ТП  6  2

ПС  1  1  4

188

185

15

6

9,86

-1,4

0,13

5,5

РП  1  1

ТП  14  1

ПС  1  1  4

622

529

47

19

9,9

-1

0,89

10,7

ТП  14  1   

ТП  20  1

ПС  1  1  4

395

316

29

12

9,89

-1,1

0,45

8,7

ТП  20  1

ТП  21  1

ПС  1  1  4

216

153

15

6

9,89

-1,1

0,13

4,9

ТП  21  1

ТП  22  1

ПС  1  1  4

172

169

14

5

9,88

-1,2

0,22

8,6

ТП  22  1

ТП  23  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

0

9,88

-1,2

0

0

ТП  17  1

ТП  17  10

ПС  1  1  4

8

6

15

1

0,396

4,2

0

7,7

ТП  8  1

ТП  8  10

ПС  1  1  4

125

120

259

44

0,388

2

1,11

174,6

ТП  6  2

ТП  6  20

ПС  1  1  4

185

179

385

42

0,387

1,8

1,43

191,6

ТП  9  1

ТП  9  10

ПС  1  1  4

39

16

62

10

0,394

3,6

0,07

32,4

ТП  7  1

ТП  7  10

ПС  1  1  4

137

132

281

30

0,39

2,6

0,77

141,2

ТП  5  1

ТП  5  10

ПС  1  1  4

90

39

144

15

0,394

3,6

0,21

52,6

ТП  14  1   

ТП  14  10

ПС  1  1  4

222

214

464

80

0,384

1

3,51

310

ТП  20  1

ТП  20  10

ПС  1  1  4

176

170

364

40

0,388

2,2

1,29

182,2

Продовження таблиці 2.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТП  21  1

ТП  21  10

ПС  1  1  4

42

10

64

7

0,385

1,4

0,04

17,9

ТП  22  1

ТП  22  10

ПС  1  1  4

170

164

351

38

0,388

2,2

1,2

175,5

ПС  1  1

РП  2  1

ПС  1 1  24

1218

700

82

26

9,88

-1,2

15,01

118,4

РП  2  1

ТП  31  1

ПС  1 1  24

506

365

36

15

9,87

-1,3

0,71

11,5

ТП  31  1

ТП  25  1

ПС  1 1  24

454

345

33

13

9,87

-1,3

0,12

2

ТП  25  1

ТП  1  1

ПС  1 1  24

329

237

23

9

9,86

-1,4

0,33

8,1

ТП  1  1

ТП  2  1

ПС  1 1  24

212

135

14

6

9,86

-1,4

0,1

4,1

ТП  2  1

ТП  3  1

ПС  1 1  24

98

35

6

2

9,86

-1,4

0,02

1,9

ТП  3  1

ТП  4  1

ПС  1 1  24

33

14

2

0

9,86

-1,4

0

0,4

ТП  4  1

ТП  6  2о

ПС  1 1  24

0

0

0

0

9,86

-1,4

0

0

РП  2  1

ТП  12  1

ПС  1 1  24

405

219

26

11

9,88

-1,2

0,21

4,7

ТП  12  1

ТП  13  1

ПС  1 1  24

362

179

23

9

9,88

-1,2

0,06

1,5

ТП  13  1

ТП  15  1

ПС  1 1  24

310

177

20

8

9,87

-1,3

0,2

5,8

ТП  15  1

ТП  19  1

ПС  1 1  24

69

41

4

1

9,87

-1,3

0,01

1,7

РП  2  1о

РП  2  2

ПС  1 1  24

0

0

0

0

9,88

-1,2

0

0

РП  2  1

ТП  27  1

ПС  1 1  24

306

161

20

8

9,87

-1,3

0,46

13,8

ТП  27  1

ТП  10  1

ПС  1 1  24

248

154

17

7

9,86

-1,4

0,23

8,2

ТП  10  1

ТП  24  1

ПС  1 1  24

178

132

12

5

9,86

-1,4

0,05

2,5

ТП  24  1

ТП  23  1

ПС  1 1  24

62

27

3

1

9,86

-1,4

0,01

0,8

ТП  25  1

ТП  25  10

ПС  1 1  24

123

118

252

27

0,39

2,6

0,62

126,7

ТП  1  1

ТП  1  10

ПС  1 1  24

114

110

236

41

0,388

2,1

0,94

160

ТП  2  1

ТП  2  10

ПС  1 1  24

112

108

232

40

0,388

2,2

0,9

157,2

ТП  3  1

ТП  3  10

ПС  1 1  24

64

28

103

17

0,392

3,2

0,18

53,5

ТП  4  1

ТП  4  10

ПС  1 1  24

32

13

51

14

0,393

3,3

0,08

45,7

ТП  31  1

ТП  31  10

ПС  1 1  24

51

22

82

22

0,392

3,1

0,21

73,6

ТП  15  1

ТП  15  10

ПС  1 1  24

237

141

423

73

0,376

-1,1

2,81

238

ТП  19  1

ТП  19  10

ПС  1 1  24

68

40

116

20

0,392

3,2

0,23

68,5

ТП  13  1

ТП  13  10

ПС  1 1  24

50

12

76

8

0,394

3,8

0,06

21,5

ТП  12  1

ТП  12  10

ПС  1 1  24

42

41

87

15

0,393

3,4

0,13

60,1

ТП  27  1

ТП  27  10

ПС  1 1  24

57

24

90

9

0,393

3,6

0,08

33,1

ТП  10  1

ТП  10  10

ПС  1 1  24

69

30

111

19

0,392

3,2

0,21

57,6

ТП  24  1

ТП  24  10

ПС  1 1  24

114

109

235

40

0,388

2,2

0,92

158,8

ТП  23  1

ТП  23  10

ПС  1 1  24

61

26

97

16

0,392

3,3

0,16

50,7

ПС  1  1

РП  5  1

ПС  1  1  39

517

262

33

10

9,94

-0,6

3,42

65,5

РП  5  1

ТП  32  1

ПС  1  1  39

200

30

11

4

9,94

-0,6

0,06

3

ТП  32  1

ТП  30  1

ПС  1  1  39

150

17

8

3

9,94

-0,6

0,03

2

ТП  30  1

ТП  18  1

ПС  1  1  39

86

21

5

2

9,94

-0,6

0,02

2,7

РП  5  1о

РП  5  2

ПС  1  1  39

0

0

0

0

9,94

-0,6

0

0

Продовження таблиці 2.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

РП  5  1

ТП  26  1

ПС  1  1  39

316

258

23

9

9,93

-0,7

0,4

9,6

ТП  26  1

ТП  28  1

ПС  1  1  39

224

178

16

6

9,93

-0,7

0,12

4

ТП  28  1

ТП  29  1

ПС  1  1  39

65

27

4

1

9,93

-0,7

0

0,5

ТП  29  1

ТП  19  1о

ПС  1  1  39

0

0

0

0

9,93

-0,7

0

0

ТП  18  1

ТП  18  10

ПС  1  1  39

85

21

127

13

0,396

4,3

0,16

36,1

ТП  30  1

ТП  30  10

ПС  1  1  39

63

15

94

16

0,396

4,2

0,15

39,9

ТП  32  1

ТП  32  10

ПС  1  1  39

49

21

78

21

0,395

3,9

0,19

70,9

ТП  26  1

ТП  26  10

ПС  1  1  39

91

87

185

20

0,394

3,6

0,34

93,7

ТП  28  1

ТП  28  10

ПС  1  1  39

157

151

322

35

0,391

2,9

1,02

162,2

ТП  29  1

ТП  29  10

ПС  1  1  39

63

27

100

11

0,396

4,2

0,1

36,9

ПС  1  2

РП  1  2

ПС  1  2  3

1057

796

77

24

9,92

-0,8

10,08

82,9

РП  1  2

ТП  17  2

ПС  1  2  3

17

13

1

0

9,92

-0,8

0

0,8

ТП  17  2

ТП  18  1о

ПС  1  2  3

0

0

0

0

9,92

-0,8

0

0

РП  1  2

ТП  5  2

ПС  1  2  3

586

478

44

18

9,9

-1

1,47

19,1

ТП  5  2

ТП  7  2

ПС  1  2  3

489

397

36

15

9,89

-1,1

0,7

10,9

ТП  7  2

ТП  9  2

ПС  1  2  3

375

297

27

11

9,88

-1,2

0,35

7,2

ТП  9  2

ТП  8  2

ПС  1  2  3

240

173

17

7

9,88

-1,2

0,12

4

ТП  8  2

ТП  6  1

ПС  1  2  3

88

38

5

2

9,88

-1,2

0,02

1,9

РП  1  2

ТП  14  2

ПС  1  2  3

452

357

33

13

9,91

-0,9

0,44

7,6

ТП  14  2

ТП  20  2

ПС  1  2  3

227

145

15

6

9,91

-0,9

0,13

4,8

ТП  20  2

ТП  21  2

ПС  1  2  3

68

2

3

1

9,91

-0,9

0,01

1,3

ТП  21  2

ТП  22  2

ПС  1  2  3

66

28

4

1

9,91

-0,9

0,02

2,9

ТП  22  2

ТП  23  1о

ПС  1  2  3

0

0

0

0

9,91

-0,9

0

0

ТП  17  2

ТП  17  20

ПС  1  2  3

16

13

30

3

0,396

4,3

0,01

15

ТП  8  2

ТП  8  20

ПС  1  2  3

149

143

308

53

0,387

1,8

1,58

207,9

ТП  6  1

ТП  6  20

ПС  1  2  3

87

37

138

15

0,393

3,5

0,19

50,6

ТП  9  2

ТП  9  20

ПС  1  2  3

134

129

276

47

0,388

2,1

1,28

186,8

ТП  7  2

ТП  7  20

ПС  1  2  3

111

107

228

25

0,391

2,9

0,51

115,1

ТП  5  2

ТП  5  20

ПС  1  2  3

95

91

194

21

0,392

3,2

0,37

97,9

ТП  14  2

ТП  14  20

ПС  1  2  3

220

213

460

79

0,384

1,1

3,46

307,7

ТП  20  2

ТП  20  20

ПС  1  2  3

157

151

322

35

0,39

2,7

1,02

162

ТП  21  2

ТП  21  20

ПС  1  2  3

1

0

1

0

0,387

1,8

0

0,6

ТП  22  2

ТП  22  20

ПС  1  2  3

65

28

103

11

0,395

3,9

0,11

37,7

ПС  1  2

РП  2  2

ПС  1  2  25

1211

911

88

28

9,88

-1,2

17,45

125,5

РП  2  2

ТП  31  2

ПС  1  2  25

579

463

43

18

9,87

-1,3

1,01

13,4

ТП  31  2

ТП  25  2

ПС  1  2  25

566

460

42

17

9,87

-1,3

0,19

2,6

ТП  25  2

ТП  1  2

ПС  1  2  25

351

261

25

10

9,86

-1,4

0,38

8,7

ТП  1  2

ТП  2  2

ПС  1  2  25

262

233

20

8

9,85

-1,5

0,2

5,4

Продовження таблиці 2.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТП  2  2

ТП  3  2

ПС  1  2  25

142

128

11

4

9,85

-1,5

0,06

3,2

ТП  3  2

ТП  4  2

ПС  1  2  25

20

16

1

0

9,85

-1,5

0

0,3

ТП  4  2

ТП  6  1о

ПС  1  2  25

0

0

0

0

9,85

-1,5

0

0

РП  2  2

ТП  12  2

ПС  1  2  25

125

81

8

3

9,88

-1,2

0,02

1,5

ТП  12  2

ТП  13  2

ПС  1  2  25

87

46

5

2

9,88

-1,2

0

0,4

ТП  13  2

ТП  15  2

ПС  1  2  25

86

57

6

2

9,88

-1,2

0,02

1,7

ТП  15  2

ТП  19  2

ПС  1  2  25

57

55

4

1

9,88

-1,2

0,01

1,5

ТП  13  2

ТП  13  20

ПС  1  2  25

0

0

0

0

0,395

4

0

0

РП  2  2

ТП  27  2

ПС  1  2  25

504

414

38

13

9,86

-1,4

1,31

20,6

ТП  27  2

ТП  10  2

ПС  1  2  25

375

307

28

11

9,85

-1,5

0,64

13

ТП  10  2

ТП  24  2

ПС  1  2  25

242

183

17

7

9,85

-1,5

0,08

2,6

ТП  24  2

ТП  23  2

ПС  1  2  25

156

153

12

5

9,85

-1,5

0,05

2,3

ТП  25  2

ТП  25  20

ПС  1  2  25

211

204

439

48

0,386

1,6

1,85

218,5

ТП  1  2

ТП  1  20

ПС  1  2  25

88

38

141

24

0,392

3,1

0,34

73,3

ТП  2  2

ТП  2  20

ПС  1  2  25

117

113

243

42

0,388

2

0,98

163,9

ТП  3  2

ТП  3  20

ПС  1  2  25

121

116

249

43

0,387

1,9

1,04

168,4

ТП  4  2

ТП  4  20

ПС  1  2  25

19

16

36

10

0,392

3,3

0,04

41,1

ТП  31  2

ТП  31  20

ПС  1  2  25

12

5

19

5

0,394

3,7

0,01

17,7

ТП  15  2

ТП  15  20

ПС  1  2  25

27

16

48

8

0,384

1,2

0,04

27,6

ТП  19  2

ТП  19  20

ПС  1  2  25

56

54

115

19

0,392

3,2

0,23

78,5

ТП  12  2

ТП  12  20

ПС  1  2  25

37

36

75

13

0,393

3,5

0,1

52,3

ТП  27  2

ТП  27  20

ПС  1  2  25

127

122

261

28

0,389

2,4

0,67

131,1

ТП  10  2

ТП  1  20

ПС  1  2  25

131

126

271

46

0,387

1,8

1,22

182,4

ТП  24  2

ТП  24  20

ПС  1  2  25

85

36

136

23

0,391

3

0,31

70,5

ТП  23  2

ТП  23  20

ПС  1  2  25

153

148

319

55

0,386

1,5

1,68

214,2

ПС  1  2

РП  5  2

ПС  1  2  26

496

325

34

11

9,94

-0,6

3,57

66,4

РП  5  2

ТП  32  2

ПС  1  2  26

89

40

5

2

9,94

-0,6

0,01

1,5

ТП  32  2

ТП  30  2

ПС  1  2  26

60

37

4

1

9,94

-0,6

0,01

0,9

ТП  30  2

ТП  18  2

ПС  1  2  26

30

27

2

0

9,94

-0,6

0

1,1

РП  5  2

ТП  26  2

ПС  1  2  26

405

310

29

12

9,93

-0,7

0,63

12,2

ТП  26  2

ТП  28  2

ПС  1  2  26

299

254

22

9

9,92

-0,8

0,22

5,4

ТП  28  2

ТП  29  2

ПС  1  2  26

53

22

3

1

9,92

-0,8

0

0,4

ТП  29  2

ТП  19  2о

ПС  1  2  26

0

0

0

0

9,92

-0,8

0

0

ТП  28  2

ТП 281  1

ПС  1  2  26

46

45

3

2

9,92

-0,8

0,01

0,9

ТП  18  2

ТП  18  20

ПС  1  2  26

28

27

57

6

0,397

4,3

0,03

29,3

ТП  30  2  

ТП  30  20

ПС  1  2  26

30

29

61

10

0,396

4,2

0,06

42,5

ТП  32  2

ТП  32  20

ПС  1  2  26

28

12

44

12

0,396

4,2

0,06

40,6

ТП  26  2

ТП  26  20

ПС  1  2  26

105

64

180

19

0,394

3,7

0,32

77,2

Продовження таблиці 2.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТП  28  2

ТП  28  20

ПС  1  2  26

197

190

406

44

0,389

2,3

1,6

203,2

ТП  29  2

ТП  29  20

ПС  1  2  26

52

22

82

9

0,396

4,1

0,07

30,2

ТП 281  1

ТП 281  10

ПС  1  2  26

45

44

92

10

0,395

3,9

0,09

47,7

Таблиця 2.6 – Відпуск та втрати електроенергії в нормальному режимі району міських електричних мереж м.Славутич за 10 місяць 2012 року

Джерело

Група елементів

Відпуск електроенергії

Втрати електроенергії

Відношення втрат в групах

живлення

мережі

МВт * год

МВт * год

%

до загальних   %

 

лініїї живлення

1805

17,40

0,96

31,18

 

лінії розподільчі

1785

4,59

0,25

8,22

ПС  1  1

ТР - мідь

1750

9,76

0,56

17,5

 

сталь

 

24,06

1,37

43,11

 

всього:

1805

55,81

3,09

100

 

лініїї живлення

1657

16,14

0,97

29,01

 

лінії розподільчі

1638

4,74

0,29

8,51

ПС  1  2

ТР - мідь

1601

9,73

0,61

17,48

 

сталь

 

25,04

1,57

45

 

всього:

1657

55,65

3,36

100

 

лініїї живлення

3462

33,54

0,97

30,1

 

лінії розподільчі

3423

9,32

0,27

8,36

ВСЬОГО

ТР - мідь

3351

19,49

0,58

17,49

 

сталь

 

49,10

1,47

44,05

 

всього:

3462

111,45

3,22

100

Результати розрахунку нормального режиму роботи району міських електричних мереж м.Славутич для інших розглянутих інтервалів часу  приведені в додатку А. Отримані дані знадобляться в подальших розрахунках для знаходження такого режиму роботи системи електропостачання, в якому показники ефективності для цієї системи стануть значно вище.

3 Підвищення ефективності функціонування

району електричних мереж напругою 10 кв

3.1 Можливі заходи по підвищенню ефективності роботи району електричних мереж

Підвищення ефективності функціонування електричних мереж міста Славутич може досягатись шляхом забезпечення більш надійного електропостачання споживачів електричною енергією потрібної якості, зниження втрат потужності та електричної енергії, застосування нових більш надійних елементів системи електропостачання.

Основна мета виконання заходів по зниженню втрат електроенергії в Славутицьких електричних мережах – доведення фактичного значення технічних втрат до їх мінімального рівня, для даних мереж. Умовно всі заходи, які можуть бути впроваджені, розділяють на дві групи: організаційні – не потребують для впровадження значних додаткових витрат, та технічні – для їх впровадження потрібні додаткові витрати. Доцільність конкретного технічного заходу повинна обґрунтовуватися відповідним техніко-економічним розрахунком.

У якості основних організаційних заходів можна виділити наступні:

         - оптимізація місць розмикання кабельних мереж 10 кВ з двостороннім  живленням. Це одне з найбільш ефективних організаційних заходів по зниженню втрат електроенергії в розподільчих електричних мережах. Оптимізація місць розмикання кабельних ліній 10 кВ повинна проводитися з врахуванням зміни втрат електроенергії в мережі, що оптимізується;

          - оптимізація усталених режимів електричних мереж по реактивній потужності. Мета розрахунку – вибір законів регулювання на джерелах реактивної потужності і законів регулювання напруги трансформаторів зв'язку. Розрахунки також виконуються для кожного характерного режиму (сезону) роботи мережі;

          - оптимізація робочих напруг. Закони регулювання напруг у центрах живлення і вибір уставок трансформаторів з ПБЗ повинні забезпечити мінімальні втрати в мережі при допустимих відхиленнях напруги у споживачів. Однак при цьому необхідно враховувати статичні характеристики навантаження, а також той факт, що з підвищенням напруги втрата потужності в опорах мережі знижуються, а в провідностях збільшуються. Даний захід проводитися не менше двох разів на рік для характерних (сезонних) змін навантаження;

          -  відключення трансформаторів у режимах малих навантажень на підстанціях з двома чи більше трансформаторами. При роботі по заданому графіку, мінімум приведених затрат на трансформацію відповідає мінімуму втрат потужності в трансформаторах. Тому граничне значення навантаження, при якому доцільне відключення одного з паралельно працюючих трансформаторів, визначається з рівності втрат потужності в та трансформаторах;

- стимулювання споживачів електроенергії до вирівнювання графіків навантаження. Даний захід приводить до зниженні максимуму навантаження, а отже, і зниженню втрат електроенергії;

           -  зниження витрати електроенергії на власні потреби станцій та підстанцій;

           -  зниження тривалості технічного обслуговування і ремонту основного устаткування електростанцій та мереж.

До основних технічних заходів можна віднести наступні:

           - заміна проводів на перевантажених лініях. При цьому необхідно враховувати не тільки фактичне навантаження ліній, але і передбачуване її збільшення на найближчу перспективу, а також вартість проводів, які заміняються;

          - заміна перевантажених, встановлення і введення в експлуатацію додаткових силових трансформаторів на діючих підстанціях;

          - заміна недовантажених силових трансформаторів. Заміна недовантаженого трансформатора трансформатором меншої потужності виконується, якщо прогнозований на 4-5 років коефіцієнт його завантаження, в режимі найбільшого навантаження, менше нижньої межі економічно доцільного завантаження, а установка трансформатора меншої потужності не приводить до його перевантаження в нормальному і післяаварійному режимах;

- підвищення номінальної напруги мережі. Даний захід може розглядатися тільки в тому випадку, коли ніякими іншими засобами неможливо досягти бажаного ефекту;

- збільшення робочої потужності встановлюваних в електричних мережах синхронних компенсаторів;

           - компенсація реактивної потужності. Даний захід є найбільш ефективним заходом по зниженню втрат потужності та електричної енергії в системах електропостачання.

В даному дипломному проекті пропонуються такі заходи по підвищенню ефективності електричних мереж 10 кВ міста Славутич:

  1. вибір закону регулювання напруги в центрі живлення та відпайок на трансформаторах;
  2.  заміна перевантажених силових трансформаторів на діючих підстанціях;
  3.  заміна недовантажених силових трансформаторів.

  1. Вибір закону регулювання напруги в центрі живлення

Для  нормального та нового нормального режимів електропостачання виберемо закон регулювання напруги в центрі живлення.

Вибір закону регулювання напруги  в центрі живлення має на меті забезпечити дотримання норм ГОСТ 13109-97 по режиму напруги у споживачів, які живляться від центру живлення у максимальному та мінімальному режимах, що в свою чергу є запорукою надійності електропостачання.

Методи та засоби зміни відхилення напруги класифікують на:

  1. ті, що впливають на параметри мережі;
  2. ті, що створюють надбавку напруги (централізовані та місцеві).

Схеми електропостачання крім пропускної здатності, забезпечення

необхідної надійності повинні забезпечувати нормовані відхилення напруги в

характерних вузлах мережі з урахуванням регулюючих пристроїв.

Виділяють такі схеми електропостачання, які впливають на параметри режиму:

  1.  спорудження підстанцій глибокого вводу, що дозволяє скоротити довжину мереж живлення 6 – 10 кВ, знизити неоднорідність навантаження;
  2.  зниження опору мережі за рахунок підключення до центрів живлення паралельно працюючих трансформаторів. Обмеженням може бути збільшення струмів короткого замикання на стороні нижчої напруги;
  3.  організація резервування трансформаторів цехових ТП на стороні низької напруги з метою відключення деяких трансформаторів в режимі мінімального навантаження.

Для регулювання напруги повинні передбачатися технічні засоби, які дозволяють змінювати коефіцієнт трансформації або генерувати реактивну потужність. Вказаними пристроями повинно забезпечуватися зустрічне регулювання напруги, коли напруга на шинах 6  10 кВ електростанцій та підстанцій до яких підключені розподільні мережі, повинна бути не нижче 105% від номінальної в період максимального навантаження та не перевищувати 95% при мінімальному навантаженні.

Централізоване регулювання напруги може здійснюватися:

  1. генераторами на електростанціях – в межах 5% від номінальної напруги. При живленні споживачів безпосередньо від шин станції діапазони регулювання зазвичай зменшуються до величини 2,5%, що не дозволяє забезпечити у них допустиме значення напруги;
  2. силовими трансформаторами, які обладнані засобами регулювання під навантаженням (РПН) та забезпечують регулювання напруги під навантаженням в межах 12% (81,5%) для напруги 35 кВ та 16% (91,78%) для напруги 110 кВ і вище. При цьому автоматичний регулятор управляє процесом перемикання відгалужень трансформаторів по напрузі на шинах з компенсацією падіння напруги в розподільчій мережі від струму навантаження;
  3. силовими трансформаторами з ПБЗ, які допускають перемикання відгалужень тільки при відключеному навантаженні.

Змінюючи відгалуження, які зазвичай розміщуються в обмотці вищої напруги, змінюють значення добавки напруги у вторинній обмотці пропорційно первинному.

Значення добавки напруги:

                                        ,                 (3.1)

де – відносна номінальна напруга вторинної обмотки;

– відносна номінальна напруга первинної обмотки з урахуванням вибраного відгалуження трансформатора (таблиця 3.1).

Таблиця 3.1 – Значення добавки напруги трансформатора

Відгалуження обмотки первинної напруги, %

Умовне позначення

Значення добавки напруги силового трансформатора

+ 5

n1

0

+ 2.5

n2

2.5

0

n3

5.0

– 2.5

n4

7.5

– 5

n5

10.0

Умови централізованого регулювання напруги ускладнюються, коли на джерелі живлення встановлені трансформатори з ПБЗ або коли до шин підстанції підключені споживачі з неоднорідними графіками навантаження.

В таких випадках для розширення діапазону регулювання на підстанціях використовують лінійні регулятори (ЛР). Крім того, ЛР застосовують на підстанціях де встановлені трансформатори з РПН для регулювання напруги на лініях з характерним навантаженням.

При розрахунку розподільчих мереж по відхиленню напруги її втрати зручно виражати у відсотках по відношенню до її номінального значення. В даному випадку рівень відхилення напруги у споживачів можна визначити алгебраїчним додаванням відповідних втрат та відхилень напруги на усіх ступенях мережі для різних режимів навантаження.

За допомогою такого методу перевіряють значення напруги тільки у крайніх споживачів: найближчого до джерела живлення (не більше ), та найбільше віддаленого від нього (не менше ). Якщо відхилення у крайніх споживачів не виходить за нормовані значення, режим напруги вважається задовільним для усіх споживачів.

В загальному випадку розрахунки, пов'язані з регулюванням напруги, включають в себе визначення закону регулювання напруги та раціональну розстановку відгалужень на силових трансформаторах. Якщо повне використання засобів регулювання є недостатнім, тоді виявляють місце установки, тип та параметри додаткових засобів регулювання.

Відхилення напруги у будь-якій точці мережі для будь-якого режиму визначається за формулою:

,    (3.2)

де   надбавка на шинах центру живлення;

– надбавка напруги на трансформаторі 10/0,4 кВ ();

– коефіцієнт завантаження, визначається як відношення втрати напруги в певний момент часу до найбільшого його значення (для комунально-побутових споживачів , );

, , – втрата напруги в режимі максимального навантаження в мережах 6...10 кВ, трансформаторах 10/0.4 кВ, мережах низької напруги, відповідно.

Величина повинна бути достатньо великою та обмежуватися верхньою межею відхилення напруги на затискачах споживачів , технічними засобами регулювання напруги в центрі живлення, умовами роботи ізоляції в лініях та можливістю перезбудження регулятора. Якщо ці вимоги виконуються, то величину слід приймати такою, щоб відхилення напруги на шинах 0,4 кВ найближчої ТП з нульовою добавкою напруги не перевищувало значення .Тоді надбавка напруги на шинах центру живлення в режимі максимального навантаження:

.     (3.3)

Рівень напруги на шинах центру живлення в режимі мінімального навантаження, в загальному випадку, визначається двома умовами:

  1. щоб напруга на шинах 0.4 кВ першого ТП з максимальною добавкою напруги не перевищила значення :

;    (3.4)

– щоб напруга у найвіддаленішого приймача з мінімальною добавкою напруги не була нижчою за :

.   (3.5)

Надбавки напруги на трансформаторі 10/0,4 кВ слід вибирати згідно з таблицею 3.2.

Таблиця 3.2 – Надбавки напруги

1

2

3

4

5

, %

0

2,5

5

7,5

10

, %

0–2.5

2,5–5

5–7,5

7,5–10

>10

Якщо в процесі розв’язання задачі виходить, що умови регулювання напруги в центрі живлення обмежені, то не завжди вдається використовувати всі надбавки на регуляторі. При розстановці відпайок по максимальному режиму, з метою створення максимально допустимої втрати напруги в низьковольтній мережі, може виявитись, що в режимі мінімального навантаження відхилення напруги вийде за верхню допустиму межу.

При розстановці відпайок по мінімальному режиму, при значних втратах напруги в низьковольтній мережі, відхилення напруги в максимальному режимі може бути нижче допустимого значення. Для отримання компромісного рішення визначають критичний номер ступеня регулювання .

Визначимо втрату напруги в мережі 6...10 кВ, при якій можлива установка даної відпайки регулятора:

.   (3.6)

.   (3.7)

Значення знаходимо з умови :

.    (3.8)

Знайдене значення округляємо до найближчого цілого числа та порівнюємо з максимальним номером ступеню регулювання .

При розстановка надбавок напруги визначається тільки режимом максимального навантаження, при одна частина надбавок – режимом максимального, інша – режимом мінімального навантаження.

За допомогою программного пакету IVK – СЭС проведена оптимізація режиму напруги та побудовані закони регулювання напруги в центрах живлення.

Результати розрахунків зведені в таблицях 3.3 - 3.8

Таблиця 3.3  - Розрахунок нормального режиму району міських електричних мереж м.Славутич з урахуванням закону регулювання напруги в центрі живлення

Початковий

Кінцевий

Джерело

Потужність

Струм

Завант.

Напруга

ПБЗ  тран-р.

номер

номер

живлення

P,

 І,

 

 

 

 

вітки

вітки

№ сш.  Яч.

кВт

А

%

Кв

%

№ відп.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС  1  1

РП  1  1

ПС  1  1  4

1199

88

28

9,74

-2,6

РП  1  1

ТП  17  1

ПС  1  1  4

9

0

0

9,74

-2,6

ТП  17  1

ТП 18  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

9,74

-2,6

РП  1  1о

РП  1  2

ПС  1  1  4

0

0

0

9,74

-2,6

РП  1  1

ТП  5  1

ПС  1  1  4

576

43

19

9,72

-2,8

ТП  5  1

ТП  7  1

ПС  1  1  4

485

38

16

9,71

-2,9

ТП  7  1

ТП  9  1

ПС  1  1  4

349

27

12

9,7

-3

ТП  9  1

ТП  8  1

ПС  1  1  4

309

25

11

9,69

-3,1

ТП  8  1

ТП  6  2

ПС  1  1  4

184

15

6

9,69

-3,1

РП  1  1

ТП  14  1

ПС  1  1  4

610

47

20

9,73

-2,7

ТП  14  1   

ТП  20  1

ПС  1  1  4

387

29

12

9,72

-2,8

ТП  20  1

ТП  21  1

ПС  1  1  4

212

15

6

9,72

-2,8

ТП  21  1

ТП  22  1

ПС  1  1  4

169

13

6

9,71

-2,9

ТП  22  1

ТП  23  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

9,71

-2,9

ТП  17  1

ТП  17  10

ПС  1  1  4

8

15

1

0,389

2,4

3

ТП  8  1

ТП  8  10

ПС  1  1  4

122

259

44

0,381

0,2

3

ТП  6  2

ТП  6  20

ПС  1  1  4

182

385

42

0,38

0

3

ТП  9  1

ТП  9  10

ПС  1  1  4

38

62

10

0,387

1,8

3

ТП  7  1

ТП  7  10

ПС  1  1  4

134

281

30

0,383

0,7

3

ТП  5  1

ТП  5  10

ПС  1  1  4

88

144

15

0,387

1,8

3

ТП  14  1   

ТП  14  10

ПС  1  1  4

217

464

80

0,377

-0,8

3

ТП  20  1

ТП  20  10

ПС  1  1  4

173

364

40

0,382

0,4

3

ТП  21  1

ТП  21  10

ПС  1  1  4

41

64

7

0,378

-0,4

2

Продовження таблиці 3.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП  22  1

ТП  22  10

ПС  1  1  4

166

351

38

0,381

0,4

3

ПС  1  1

РП  2  1

ПС  1 1  24

1197

81

26

9,71

-2,9

РП  2  1

ТП  31  1

ПС  1 1  24

497

36

15

9,7

-3

ТП  31  1

ТП  25  1

ПС  1 1  24

445

33

14

9,7

-3

ТП  25  1

ТП  1  1

ПС  1 1  24

322

23

10

9,69

-3,1

ТП  1  1

ТП  2  1

ПС  1 1  24

208

14

6

9,69

-3,1

ТП  2  1

ТП  3  1

ПС  1 1  24

96

5

2

9,69

-3,1

ТП  3  1

ТП  4  1

ПС  1 1  24

32

1

0

9,69

-3,1

ТП  4  1

ТП  6  2о

ПС  1 1  24

0

0

0

9,69

-3,1

РП  2  1

ТП  12  1

ПС  1 1  24

397

26

11

9,71

-2,9

ТП  12  1

ТП  13  1

ПС  1 1  24

355

23

10

9,71

-2,9

ТП  13  1

ТП  15  1

ПС  1 1  24

304

20

9

9,7

-3

ТП  15  1

ТП  19  1

ПС  1 1  24

68

4

2

9,7

-3

РП  2  1о

РП  2  2

ПС  1 1  24

0

0

0

9,71

-2,9

РП  2  1

ТП  27  1

ПС  1 1  24

300

20

8

9,7

-3

ТП  27  1

ТП  10  1

ПС  1 1  24

243

17

7

9,69

-3,1

ТП  10  1

ТП  24  1

ПС  1 1  24

174

12

5

9,69

-3,1

ТП  24  1

ТП  23  1

ПС  1 1  24

60

3

1

9,69

-3,1

ТП  25  1

ТП  25  10

ПС  1 1  24

120

252

27

0,383

0,8

3

ТП  1  1

ТП  1  10

ПС  1 1  24

112

236

41

0,381

0,3

3

ТП  2  1

ТП  2  10

ПС  1 1  24

110

232

40

0,381

0,3

3

ТП  3  1

ТП  3  10

ПС  1 1  24

63

103

17

0,385

1,4

3

ТП  4  1

ТП  4  10

ПС  1 1  24

31

51

14

0,386

1,5

3

ТП  31  1

ТП  31  10

ПС  1 1  24

50

82

22

0,385

1,3

3

ТП  15  1

ТП  15  10

ПС  1 1  24

232

423

73

0,369

-2,9

2

ТП  19  1

ТП  19  10

ПС  1 1  24

66

116

20

0,385

1,4

3

ТП  13  1

ТП  13  10

ПС  1 1  24

49

76

8

0,387

2

3

ТП  12  1

ТП  12  10

ПС  1 1  24

41

87

15

0,386

1,6

3

ТП  27  1

ТП  27  10

ПС  1 1  24

55

90

9

0,387

1,7

3

ТП  10  1

ТП  10  10

ПС  1 1  24

67

111

19

0,385

1,4

3

ТП  24  1

ТП  24  10

ПС  1 1  24

111

235

40

0,381

0,3

3

ТП  23  1

ТП  23  10

ПС  1 1  24

59

97

16

0,385

1,4

3

ПС  1  1

РП  5  1

ПС  1  1  39

508

32

10

9,77

-2,3

РП  5  1

ТП  32  1

ПС  1  1  39

196

11

5

9,77

-2,3

ТП  32  1

ТП  30  1

ПС  1  1  39

147

8

3

9,77

-2,3

ТП  30  1

ТП  18  1

ПС  1  1  39

84

5

2

9,77

-2,3

РП  5  1о

РП  5  2

ПС  1  1  39

0

0

0

9,77

-2,3

РП  5  1

ТП  26  1

ПС  1  1  39

310

21

9

9,76

-2,4

ТП  26  1

ТП  28  1

ПС  1  1  39

220

14

6

9,76

-2,4

Продовження таблиці 3.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП  28  1

ТП  29  1

ПС  1  1  39

63

4

1

9,76

-2,4

ТП  29  1

ТП  19  1о

ПС  1  1  39

0

0

0

9,76

-2,4

ТП  18  1

ТП  18  10

ПС  1  1  39

83

127

13

0,389

2,4

3

ТП  30  1

ТП  30  10

ПС  1  1  39

61

94

16

0,389

2,4

3

ТП  32  1

ТП  32  10

ПС  1  1  39

48

78

21

0,388

2,1

3

ТП  26  1

ТП  26  10

ПС  1  1  39

89

185

20

0,387

1,8

3

ТП  28  1

ТП  28  10

ПС  1  1  39

154

322

35

0,384

1,1

3

ТП  29  1

ТП  29  10

ПС  1  1  39

62

100

11

0,389

2,3

3

ПС  1  2

РП  1  2

ПС  1  2  3

1038

76

24

9,75

-2,5

РП  1  2

ТП  17  2

ПС  1  2  3

17

1

0

9,75

-2,5

ТП  17  2

ТП  18  1о

ПС  1  2  3

0

0

0

9,75

-2,5

РП  1  2

ТП  5  2

ПС  1  2  3

575

44

19

9,73

-2,7

ТП  5  2

ТП  7  2

ПС  1  2  3

480

36

16

9,72

-2,8

ТП  7  2

ТП  9  2

ПС  1  2  3

368

27

12

9,71

-2,9

ТП  9  2

ТП  8  2

ПС  1  2  3

235

17

7

9,71

-2,9

ТП  8  2

ТП  6  1

ПС  1  2  3

86

5

2

9,71

-2,9

РП  1  2

ТП  14  2

ПС  1  2  3

443

33

14

9,74

-2,6

ТП  14  2

ТП  20  2

ПС  1  2  3

223

15

6

9,74

-2,6

ТП  20  2

ТП  21  2

ПС  1  2  3

66

3

1

9,74

-2,6

ТП  21  2

ТП  22  2

ПС  1  2  3

64

4

1

9,74

-2,6

ТП  22  2

ТП  23  1о

ПС  1  2  3

0

0

0

9,74

-2,6

ТП  17  2

ТП  17  20

ПС  1  2  3

15

30

3

0,389

2,4

3

ТП  8  2

ТП  8  20

ПС  1  2  3

146

308

53

0,38

0

3

ТП  6  1

ТП  6  20

ПС  1  2  3

85

138

15

0,386

1,7

3

ТП  9  2

ТП  9  20

ПС  1  2  3

131

276

47

0,381

0,3

3

ТП  7  2

ТП  7  20

ПС  1  2  3

109

228

25

0,384

1,1

3

ТП  5  2

ТП  5  20

ПС  1  2  3

93

194

21

0,385

1,4

3

ТП  14  2

ТП  14  20

ПС  1  2  3

216

460

79

0,377

-0,7

3

ТП  20  2

ТП  20  20

ПС  1  2  3

154

322

35

0,383

0,8

3

ТП  21  2

ТП  21  20

ПС  1  2  3

0

1

0

0,38

0

2

ТП  22  2

ТП  22  20

ПС  1  2  3

63

103

11

0,388

2,1

3

ПС  1  2

РП  2  2

ПС  1  2  25

1189

88

28

9,71

-2,9

РП  2  2

ТП  31  2

ПС  1  2  25

569

43

18

9,7

-3

ТП  31  2

ТП  25  2

ПС  1  2  25

556

42

18

9,7

-3

ТП  25  2

ТП  1  2

ПС  1  2  25

345

25

11

9,69

-3,1

ТП  1  2

ТП  2  2

ПС  1  2  25

257

20

8

9,68

-3,2

ТП  2  2

ТП  3  2

ПС  1  2  25

139

10

4

9,68

-3,2

ТП  3  2

ТП  4  2

ПС  1  2  25

19

1

0

9,68

-3,2

ТП  4  2

ТП  6  1о

ПС  1  2  25

0

0

0

9,68

-3,2

Продовження таблиці 3.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РП  2  2

ТП  12  2

ПС  1  2  25

122

8

3

9,71

-2,9

ТП  12  2

ТП  13  2

ПС  1  2  25

85

5

2

9,71

-2,9

ТП  13  2

ТП  15  2

ПС  1  2  25

84

6

2

9,71

-2,9

ТП  15  2

ТП  19  2

ПС  1  2  25

56

4

2

9,71

-2,9

ТП  13  2

ТП  13  20

ПС  1  2  25

0

0

0

0,388

2,2

3

РП  2  2

ТП  27  2

ПС  1  2  25

495

38

14

9,69

-3,1

ТП  27  2

ТП  10  2

ПС  1  2  25

367

28

12

9,68

-3,2

ТП  10  2

ТП  24  2

ПС  1  2  25

237

17

7

9,68

-3,2

ТП  24  2

ТП  23  2

ПС  1  2  25

153

12

5

9,68

-3,2

ТП  25  2

ТП  25  20

ПС  1  2  25

207

439

48

0,379

-0,2

3

ТП  1  2

ТП  1  20

ПС  1  2  25

86

141

24

0,385

1,2

3

ТП  2  2

ТП  2  20

ПС  1  2  25

115

243

42

0,381

0,2

3

ТП  3  2

ТП  3  20

ПС  1  2  25

118

249

43

0,38

0,1

3

ТП  4  2

ТП  4  20

ПС  1  2  25

18

36

10

0,385

1,4

3

ТП  31  2

ТП  31  20

ПС  1  2  25

12

19

5

0,387

1,9

3

ТП  15  2

ТП  15  20

ПС  1  2  25

26

48

8

0,378

-0,6

2

ТП  19  2

ТП  19  20

ПС  1  2  25

55

115

19

0,385

1,4

3

ТП  12  2

ТП  12  20

ПС  1  2  25

35

75

13

0,386

1,7

3

ТП  27  2

ТП  27  20

ПС  1  2  25

124

261

28

0,382

0,6

3

ТП  10  2

ТП  1  20

ПС  1  2  25

128

271

46

0,38

0

3

ТП  24  2

ТП  24  20

ПС  1  2  25

83

136

23

0,384

1,2

3

ТП  23  2

ТП  23  20

ПС  1  2  25

150

319

55

0,379

-0,3

3

ПС  1  2

РП  5  2

ПС  1  2  26

486

32

10

9,77

-2,3

РП  5  2

ТП  32  2

ПС  1  2  26

87

5

2

9,77

-2,3

ТП  32  2

ТП  30  2

ПС  1  2  26

59

4

1

9,77

-2,3

ТП  30  2

ТП  18  2

ПС  1  2  26

29

2

1

9,77

-2,3

РП  5  2

ТП  26  2

ПС  1  2  26

398

27

12

9,76

-2,4

ТП  26  2

ТП  28  2

ПС  1  2  26

293

21

9

9,75

-2,5

ТП  28  2

ТП  29  2

ПС  1  2  26

52

3

1

9,75

-2,5

ТП  29  2

ТП  19  2о

ПС  1  2  26

0

0

0

9,75

-2,5

ТП  28  2

ТП 281  1

ПС  1  2  26

45

3

2

9,75

-2,5

ТП  18  2

ТП  18  20

ПС  1  2  26

27

57

6

0,39

2,5

3

ТП  30  2  

ТП  30  20

ПС  1  2  26

29

61

10

0,389

2,4

3

ТП  32  2

ТП  32  20

ПС  1  2  26

27

44

12

0,389

2,4

3

ТП  26  2

ТП  26  20

ПС  1  2  26

102

180

19

0,387

1,9

3

ТП  28  2

ТП  28  20

ПС  1  2  26

193

406

44

0,382

0,5

3

ТП  29  2

ТП  29  20

ПС  1  2  26

50

82

9

0,389

2,3

3

ТП 281  1

ТП 281  10

ПС  1  2  26

44

92

10

0,388

2,1

3

Таблиця 3.4 - Споживання неякісної електроенергії по джерелу живлення

до оптимізації

Джерело

Споживання ел.ен.

Неякісна ел.ен.  %

п/п

живлення

за розрах.добу

U>5%

U<5%

 

 

МВт*год

 

 

 1

ПС  1  1

61,09

85,3

0

 2

ПС  1  2

56,06

88,6

0

Таблиця 3.5 - Споживання неякісної електроенергії по джерелу живлення

після оптимізації

Джерело

Споживання ел.ен.

Неякісна ел.ен.  %

п/п

живлення

за розрах.добу

U>5%

U<5%

 

 

МВт*год

 1

ПС  1  1

57,08

0

0

 2

ПС  1  2

52,34

0

0

Результати розрахунку нормального режиму роботи району міських електричних мереж м.Славутич  з урахуванням закону регулювання напруги в центрі живлення для інших розглянутих інтервалів часу  приведені в додатку А. Отримані дані знадобляться в подальших розрахунках.

Таблиця 3.6  - Розрахунок нормального режиму району міських електричних мереж м.Славутич з урахуванням закону регулювання  стабілізації напруги в центрі живлення за інтервал часу з 8 до 9 годин (10 місяць 2012 року)

Початковий

Кінцевий

Джерело

Потужність

Струм

завант.

напруга

ПБЗ  тран-р.

номер

номер

живлення

P,

 І,

 

 

 

 

вітки

вітки

№ сш.  Яч.

кВт

А

%

Кв

%

№ відп.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС  1  1

РП  1  1

ПС  1  1  4

1196

88

28

9,72

-2,8

РП  1  1

ТП  17  1

ПС  1  1  4

9

0

0

9,72

-2,8

ТП  17  1

ТП 18  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

9,72

-2,8

РП  1  1о

РП  1  2

ПС  1  1  4

0

0

0

9,72

-2,8

РП  1  1

ТП  5  1

ПС  1  1  4

575

43

19

9,7

-3

Продовження таблиці 3.6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП  5  1

ТП  7  1

ПС  1  1  4

484

38

16

9,69

-3,1

ТП  7  1

ТП  9  1

ПС  1  1  4

348

27

12

9,68

-3,2

ТП  9  1

ТП  8  1

ПС  1  1  4

308

25

11

9,67

-3,3

ТП  8  1

ТП  6  2

ПС  1  1  4

184

15

6

9,67

-3,3

РП  1  1

ТП  14  1

ПС  1  1  4

609

47

20

9,71

-2,9

ТП  14  1   

ТП  20  1

ПС  1  1  4

387

29

12

9,7

-3

ТП  20  1

ТП  21  1

ПС  1  1  4

211

15

6

9,7

-3

ТП  21  1

ТП  22  1

ПС  1  1  4

168

13

6

9,69

-3,1

 

ТП  22  1

ТП  23  2о

ПС  1  1  4

0

0

0

9,69

-3,1

 

ТП  17  1

ТП  17  10

ПС  1  1  4

8

15

1

0,388

2,2

3

ТП  8  1

ТП  8  10

ПС  1  1  4

122

259

44

0,379

0,1

3

ТП  6  2

ТП  6  20

ПС  1  1  4

181

385

42

0,386

-0,2

3

ТП  9  1

ТП  9  10

ПС  1  1  4

38

65

10

0,382

1,5

3

ТП  7  1

ТП  7  10

ПС  1  1  4

133

281

30

0,386

0,5

3

ТП  5  1

ТП  5  10

ПС  1  1  4

88

144

15

0,376

1,5

3

ТП  14  1   

ТП  14  10

ПС  1  1  4

217

464

80

0,381

-1,1

3

ТП  20  1

ТП  20  10

ПС  1  1  4

172

364

40

0,382

0,2

3

ТП  21  1

ТП  21  10

ПС  1  1  4

41

64

7

0,38

-0,6

2

ТП  22  1

ТП  22  10

ПС  1  1  4

166

351

38

9,69

0,1

3

ПС  1  1

РП  2  1

ПС  1 1  24

1194

81

26

9,68

-3,1

 

РП  2  1

ТП  31  1

ПС  1 1  24

495

36

15

9,68

-3,2

 

ТП  31  1

ТП  25  1

ПС  1 1  24

444

33

14

9,67

-3,2

 

ТП  25  1

ТП  1  1

ПС  1 1  24

322

23

10

9,67

-3,3

 

ТП  1  1

ТП  2  1

ПС  1 1  24

208

14

6

9,67

-3,3

 

ТП  2  1

ТП  3  1

ПС  1 1  24

96

5

2

9,67

-3,3

 

ТП  3  1

ТП  4  1

ПС  1 1  24

31

1

0

9,67

-3,3

 

ТП  4  1

ТП  6  2о

ПС  1 1  24

0

0

0

9,67

-3,3

 

РП  2  1

ТП  12  1

ПС  1 1  24

396

26

11

9,69

-3,1

 

ТП  12  1

ТП  13  1

ПС  1 1  24

354

23

10

9,69

-3,1

 

ТП  13  1

ТП  15  1

ПС  1 1  24

303

20

9

9,68

-3,2

 

ТП  15  1

ТП  19  1

ПС  1 1  24

67

4

2

9,68

-3,2

 

РП  2  1о

РП  2  2

ПС  1 1  24

0

0

0

9,69

-3,1

 

РП  2  1

ТП  27  1

ПС  1 1  24

300

20

8

9,68

-3,2

 

ТП  27  1

ТП  10  1

ПС  1 1  24

243

17

7

9,67

-3,3

 

ТП  10  1

ТП  24  1

ПС  1 1  24

174

12

5

9,67

-3,3

 

ТП  24  1

ТП  23  1

ПС  1 1  24

60

3

1

9,67

-3,3

 

ТП  25  1

ТП  25  10

ПС  1 1  24

120

252

27

0,382

0,6

3

ТП  1  1

ТП  1  10

ПС  1 1  24

112

236

41

0,38

0,1

3

ТП  2  1

ТП  2  10

ПС  1 1  24

110

232

40

0,38

0,1

3

Продовження таблиці 3.6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП  3  1

ТП  3  10

ПС  1 1  24

62

103

17

0,384

1,2

3

ТП  4  1

ТП  4  10

ПС  1 1  24

31

51

14

0,385

1,3

3

ТП  31  1

ТП  31  10

ПС  1 1  24

50

82

22

0,384

1,1

3

ТП  15  1

ТП  15  10

ПС  1 1  24

231

423

73

0,368

-3,1

2

ТП  19  1

ТП  19  10

ПС  1 1  24

66

166

20

0,384

1,1

3

ТП  13  1

ТП  13  10

ПС  1 1  24

49

76

8

0,387

1,7

3

ТП  12  1

ТП  12  10

ПС  1 1  24

41

87

15

0,385

1,3

3

ТП  27  1

ТП  27  10

ПС  1 1  24

55

90

9

0,386

1,5

3

ТП  10  1

ТП  10  10

ПС  1 1  24

67

111

19

0,384

1,2

3

ТП  24  1

ТП  24  10

ПС  1 1  24

111

235

40

0,38

0,1

3

ТП  23  1

ТП  23  10

ПС  1 1  24

59

97

16

0,385

1,2

3

ПС  1  1

РП  5  1

ПС  1  1  39

507

32

10

9,75

-2,5

 

РП  5  1

ТП  32  1

ПС  1  1  39

196

11

5

9,75

-2,5

 

ТП  32  1

ТП  30  1

ПС  1  1  39

147

8

3

9,75

-2,5

 

ТП  30  1

ТП  18  1

ПС  1  1  39

84

5

2

9,75

-2,5

 

РП  5  1о

РП  5  2

ПС  1  1  39

0

0

0

9,75

-2,5

 

РП  5  1

ТП  26  1

ПС  1  1  39

310

21

9

9,74

-2,6