4 Розрахунок і аналіз режимів електричної мережі

4.1. Розрахунок режимів електричної мережі після її реконструкції

При розвитку електричної мережі параметри її режимів стають відмінними від проектних. Це вимагає оцінки допустимості режимів і при необхідності – розробки заходів з їх покращення.

Для оцінки достатності регулювального діапазону додатково до розрахунків, що виконані у п.3.2 виконується розрахунок мінімального режиму. Виходячи з принципу зустрічного регулювання, бажана напруга на шинах низької напруги СПС обирається в залежності від відношення навантаження Р_реж режиму, що розглядається, до максимального Р_М. Добавку до номінальної напруги можна розрахувати за формулою:

Таким чином, бажана напруга на низькій стороні становитиме:

Розрахунки бажаної напруги на шинах 10 кВ СПС режима мінімального навантаження зведено до табл. 4.1.

Таблиця 4.1 – Бажана напруга на шинах НН СПС

Найменування ПС	РМ, МВт	Рм, МВт	ΔUб, %	U2ном, кВ	U2б.мін, кВ
А	20,16	8,4	0,83	10	10,1
Б	15	4,2	-0,14	10	10,0
В	13	8,58	2,57	10	10,3
Г	18	11,88	2,57	10	10,3
Д	16	5,44	0,29	10	10,0
Е	14	4,62	0,21	10	10,0
Ж	10,8	8,4	3,41	10	10,3
К	18	11	2,22	10	10,2

В максимальному і післяаварійному режимах Р_реж / Р_М = 1, тому U_б = 5%. У мережах 10 кВ добавка відноситься до номінальної напруги мережі.

Таблиця 4.2 – Дані вузлів з навантаженням для розрахунку мінімального режиму

Наіменування ПС	№ вузла	Рм МВт	Qм Мвар	Qку. Мвар
А	4	8,4	4,96	4,5
Б	7	4,2	2,04	1,8
В	17	8,58	2,4	1,725
Г	20	11,88	3,36	2,6
Д	22	5,44	0,6	0
Е	9	4,62	2,85	1,5
К	11	11	5,5	5,1
Ж	14	8,4	4,1	2,1
Разом:	–	62,52	25,81	19,325

Результати розрахунку мінімального режиму наведені у додатку Б.

4.2 Складання балансів потужності та електроенергії

Баланси потужності та електроенергії є найважливішими показниками нормального функціонування електричної мережі. Вони складаються з режиму максимальних навантажень для всього району мережі та включає прибуткову і витратну частини.

Прибуткова частина балансу потужності – це потужність Р₁, що передається лініями електропередачі від шин джерела живлення. Р₁ знаходиться підсумовуванням потужностей на початку ліній, що відходять від ДЖ.

Витратна частина включає потужність Р₂, що споживається у вузлах навантаження, і втрат потужності ΔР в елементах електричної мережі. Величина Р₂ являє собою суму потужностей вузлів навантаження, що входять до розрахунку режиму. Тоді, користуючись табл. Б.9:

МВА.

Аналогічну структуру має баланс електроенергії: електроенергія W₁, що відпускається з шин ДЖ , витрачається на виконання корисної роботи у вузлах навантаження (W₂) та покриття втрат електроенергії ΔW в мережі.

Споживання електроенергії у вузлах навантаження (згідно п.1.2):

Втрати електроенергії визначаємо за формулою:

де - постійні втрати електроенергії,

- навантажувальні втрати навантаження в енергосистемі,

Т_р.тр- кількість годин роботи трансформатора за рік, дорівнює 8700 год.

Визначимо постійні втрати електроенергії (втрати в сталі) в трансформаторах, використовуючи для розрахунку дані з табл. Б.9:

.

Розрахуємо навантажувальні втрати в енергосистемі:

Сумарні втрати електроенергії дорівнюють:

Таким чином, електроенергія, що виходить з шин ДЖ, дорівнює:

4.3 Розрахунок собівартості передачі

Собівартість передачі β характеризує економічну ефективність функціонування мережі. Вона визначається як відношення витрат И до споживаної електроенергії W₂:

де И = И_пост + И_е – витрати (п. 2.5).

Для розрахунку И_пост спочатку складаються кошториси капітальних вкладень у ЛЕП (табл. 4.3), обладнання ПС, включаючи ДЖ, ВП та постійну частину витрат (табл. 4.4). До розрахунку вартості комутаційного обладнання на ВП та СПС включається вартість не лише ввідних вимикачів та вимикачів на приєднаннях, що відходять, але й секційних, шиноз'єднувальних, обхідних. З боку 35 – 220 кВ кількість вимикачів розраховується за принциповою схемою.

Таблиця 4.3 – Кошторис капітальних вкладень у ЛЕП

Найменування ділянки	Тип опор	Марка проводу	l км	k0 т.у.о. / км	КЛ
					т. у. о	т. грн
Функціонуючі ЛЕП
ДЖ-ВП	З/б двокол.	АС 240/56	30,14	33,2	1000,65	-
ВП – 1	З/б двокол.	АС 120/27	4,84	22,2	107,45	-
1 – Б	З/б двокол.	АС 120/27	5,5	22,2	122,10	-
1 – Е	З/б двокол.	АС 120/27	4,84	22,2	107,45	-
ВП – 2	З/б двокол.	АС 150/34	2,86	22,2	63,49	-
2 – 3	З/б двокол.	АС 150/34	1,54	22,2	34,19	-
3 - В	З/б двокол.	АС 120/27	4,4	22,2	97,68	-
3 – 4	З/б двокол.	АС 120/27	1,54	22,2	34,19	-
4 – Г	З/б двокол.	АС 120/27	2,2	22,2	48,84	-
4-Д	З/б двокол.	АС 120/27	2,64	22,2	58,61	-
Всього:					1674,64	13397,12
Проектовані ЛЕП
Е – К	З/б двокол.	АС 120/27	3,96	22,2	87,91	-
2-Ж	З/б двокол.	АС 120/27	6,16	22,2	136,75	-
Всього:					224,66	1797,31

Таблиця 4.4 – Кошторис капітальних вкладень в обладнання підстанцій

Наймен. ПС	Uном кВ	Найменування обладнання	К-ть од.	k0 т.у.о/од	Коб
					т.у.о.	т.грн
Функціонуюче обладнання
ДЖ	220	Комірки з вимикачами У-220	2	90	180	-
ВП	220	Чотирикутник з вимикачами У-220 Автотрансформатори АТДЦТН-125000/220/110	1 2	353 263	353 526	-
	110/10	Комірки з ВМТ-110, 2 СШ з ОСШ Конденсаторні батареї: УК×10-1125	10 4	35,2 4,86	352 19,44	-
Б	110/10	Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-16000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-900 УК×10-150	1 2 4 4	2×36 69 4,2 0,75	72 138 16,8 3	-

Продовження табл.4.3

Наймен. ПС	Uном кВ		Найменування обладнання	К-ть од.	k0 т.у.о/од	Коб
						т.у.о.	т.грн
В	110/10		Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-10000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-750 УК×10-112,5	1 2 4 4	2×36 54 3,35 0,62	72 108 13,4 2,48	-
Г	110/10		Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-16000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-1125 УК×10-150	1 2 2 2	2×36 69 4,86 0,75	72 138 9,72 1,5	-
Д	110/10		Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-16000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-750	1 2 4	2×36 69 3,35	72 138 13,4	-
Е	110/10		Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-10000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-750	1 2 4	2×36 54 3,35	72 108 13,4	-
Всього:						2424,14	19393,12
Проектоване обладнання
Ж		110/10	Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-10000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-900 УК×10-150	1 2 4 4	2×36 54 4,2 0,75	72 108 16,8 3	-
К		110/10	Попарений блок лінія – трансформатор з вимикачами ВМТ-110Б-10/1000УХЛ1 Трансформатор ТДН-16000/110 Конденсаторні батареї: УК×10-1125 УК×10-150	1 2 4 4	2×36 69 4,86 0,75	72 138 19,44 3	-
Всього:						432,24	3457,92

Результати розрахунку кошторису постійної частини (ПЧВ) витрат наведено в табл. 4.5.

Таблиця 4.5 – Розрахунок кошторису постійної частини витрат (ПЧВ)

Найм. ПЧВ	Позначення	К-ть од.	k0 т.у.о/од	КПЧВ
				т.у.о.	т.грн
Функціональна	КПЧВ	1	520	520	4123,6
		5	210	1050	8326,5
Всього:				1570	12450,1
Проектована	КПЧВ.пр	2	210	420	3330,6

Балансову вартість К_бал розрахуємо за формулою:

,

де - коефіцієнт зносу (для обладнання складає 0,5, для ЛЕП – 0,35).

Результати розрахунку балансової вартості наведено в табл. 4.6.

Таблиця 4.6 – Розрахунок балансової вартості

Найм. кап. вкл.	Позначення	Величина, т.грн	kзн, у.о.	Кбал, т.грн
Функціон. ЛЕП	Кл	13397,12	0,35	4688,99
Проект. ЛЕП	Кл.пр	1797,31	0	1797,31
Всього:					6486,3
Функціон. обл.	Коб	19393,12	0,5	9696,56
Проект. обл.	Коб.пр	3457,92	0	3457,92
Всього:					13154,48
Функціон. ПЧВ.	КПЧВ	12450,10	0,5	6225,05
Проект. ПЧВ.	КПЧВ.пр	3330,6	0	3330,6
Всього:					9555,65

Результати розрахунку постійних витрат наведені в табл. 4.7.

Таблиця 4.7 – Кошторис постійних витрат

Найм. кап. вкл.	Капіталовкладення т. грн	р, %		Ипост т. грн / рік
ЛЕП Кл	6486,3	7,2		467,01
Обладнання Коб	13154,48	14,4		1894,25
ПЧВ	9555,65	7,2		688,01
Всього:			3049,27

До кошторису витрат входять:

• постійні витрти (табл.4.7);

• витрати на заробітну плату та соціальні виплати (25% від постійних витрат);

• інші витрати (15% від постійних витрат);

• вартість втраченої електроенергії.

Кошторис щорічних витрат навдений у табл.4.8.

Таблиця 4.8 – Кошторис щорічних витрат на експлуатацію мережі

Найменування витрат	Визначення	Величина витрат, т. грн / рік
Постійні	Ипост	3049,27
Оплата праці та соціальні виплати	Иот	762,32
Інші розходи	Иін	457,39
Вартість втраченої електроенергії	Ие = Цc· ΔW	0.68616·9599 = 6586,45
Всього:		10855,43

Собівартість передачі дорівнює:

грн/МВт·год.

4.4 Аналіз режимів роботи електричної мережі

4.4.1 Коефіцієнт корисної дії та коефіцієнт технологічних витрат

Коефіцієнт корисної дії (ККД) розраховується для режиму максимальних навантажень (миттєвий):

та за енергією (середній):

.

Середньоексплуатаційна величина ККД дорівнює 95%. Обидва ККД більше за це значення. Тому, мережа працює ефективно.

Коефіцієнт технологічних витрат (КТВ) являє собою доповнення до 100% середнього ККД:

і нормується постановами НКРЕ. Нормативний КТВ встановлюється в залежності від пори року. Згідно Постанови НКРЕ №237 від 15.03.2012 нормативний КТВ на момент початку розрахунку складає 5,69%. Отже, розрахований КТВ менший за нормативне значення, втрати електроенергії менші, ніж нормовані.

4.4.2 Склад втрат потужності в елементах електричної мережі визначається з відношення:

де ΔР_і та ΔР_і% – абсолютні та відносні втрати потужності в і-му елементі;

S₂ – повна сумарна потужність споживачів з урахуванням компенсації реактивної потужності в розмірі Q_{КУ.ном.Σ} (Р₂ та (Q₂ - Q_{КУ.ном.Σ}) – з табл. Б.9):

Результати розрахунків втрат потужності заносимо в табл. 4.9.

Необхідні для заповнення табл. 4.7 значення втрат обираються з табл. Б.9. Дані про втрати в лінії ДЖ-ВП обираються з таблиці лінійних та вузлових параметрів режиму (табл. Б.8).

Таблиця 4.9 – Склад втрат потужності в елементах мережі

Найменування елементів	Втрати потужності
	МВт	%
Лінії електропередачі	0,95	0,74
в тому числі ДЖ - ВП	0,59	0,46
Трансформатори	0,92	0,72
з них: в міді	0,34	0,27
в сталі	0,25	0,2
в тому числі трансформаторах ВП	0,33	0,25
з них: в міді	0,16	0,12
в сталі	0,17	0,13
Всього в мережі:	1,87	1,46

Згідно з табл. 4.9, втрати в ЛЕП складають 0,74 %, а в трансформаторах - 0,72 %), і є меншими за середньоексплуатаційні (відповідно 3 % та 2 %). Втрати на ділянці ДЖ – ВП складають більше половини загальних втрат потужності в лініях мережі, а втрати в автотрансформаторах ВП – майже третину загальних втрат потужності в трансформаторах мережі.

4.4.3 Собівартість передачі, розрахована в п. 4.3, порівнюється з сумарним тарифом на передачу та постачання електроенергії, який згідно з постановою НКРЕ №1077 від 23.08.2012 складає 26,14+6,09 = 32,23 грн/МВт^.год.

Розраховане значення собівартості 15,6 грн/МВт^.год менше за нормоване. Це свідчить про те, що електрична мережа працює економічно та приносить прибуток.

4.4.4 Щільність електричного струму розраховується лише для тих ділянок мережі, навантаження яких змінилось у зв’язку з підключенням нових ПС, за формулою:

де І_діл – струм ділянки мережі у режимі максимальних навантажень (за даними розрахунку ПЕОМ – табл. Б.8),

F_ст – стандартний перетин проводу на ділянці мережі, що розглядається.

Після підключення нових ПС навантаження змінилось на ділянці ДЖ – ВП. Розраховані значення щільності струму для цих ділянок наведені в табл. 4.10.

Таблиця 4.10 – Щільності струму в ЛЕП після реконструкції мережі

Найменування ділянки	Iр, А	nк	Fст мм2	j А/мм2
ДЖ-ВП	331,4	2	240	0,69

Рекомендоване ПУЕ РФ значення економічної щільності струму складає 0,8 А/мм². Розраховані значення щільності на ділянках менші за рекомендоване, тобто мережа має запас за перетином проводів для подальшого розвитку.

4.4.5 Відхилення фактичної напруги U_2ф на шинах вторинної напруги споживчих підстанцій від заданої бажаної U_2ж оцінюється для всіх розрахункових режимів: максимальних та мінімальних навантажень, можливих післяаварійних режимів. Дані про U_2ф та номери стандартних відгалужень n_отв.ст приймаються за відповідними даними розрахунків на ПЕОМ, U_2ф на РП обчислюється за розрахованими на ПЕОМ коефіцієнтами трансформації та U₂ на ВП, приведеною до сторони ВН (табл. Б.7, Б.10, Б.11, Б.13, Б.16, Б.17, Б.19, Б.22, Б.23).

Різниця між бажаною та фактичною напругою розраховується за формулою:

Результати розрахунків наведені в табл. 4.11.

Відхилення фактичної напруги від бажаної для всіх споживчих підстанцій, окрім районної, відповідає умові:

.

Це означає, що бажана напруга забезпечується в усіх розглянутих режимах на шинах низької напруги всіх СПС, на яких передбачено регулювання напруги, регулювального діапазону встановлених на них трансформаторів достатньо для її забезпечення.

Таблиця 4.11 – Напруга на шинах 10 кВ СПС

Параметри	Найменування вузлів
	А (ВП)	Б	В		Г	Д	Е	Ж	К
U1ном, кВ	220	110	110		110	110	110	110	110
Режим максимальних навантажень
U2б, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5		10,5	10,5	10,5	10,5
U2ф, кВ	10,76	10,48	10,44	10,47		10,44	10,56	10,45	10,49
δU, %	2,416	-0,191	-0,575	-0,287		-0,575	0,568	-0,478	-0,095
nвідг.ст	0	5	5	5		5	4	5	5
Режим мінімальних навантажень
U2б, кВ	10,1	10	10,3	10,3		10	10	10,3	10,2
U2ф, кВ	10,93	10,03	10,3	10,31		10,01	9,96	10,32	10,23
δU, %	7,594	0,299	0	0,097		0,100	-0,402	0,194	0,293
nвідг.ст	0	8	6	6		8	8	6	6
Післяаварійний режим радіально-магістральної схеми
U2б, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5		10,5	10,5	10,5	10,5
U2ф, кВ	10,71	10,42	10,48	10,55		10,5	10,53	10,5	10,43
δU, %	1,961	-0,768	-0,191	0,474		0	0,285	0	-0,671
nвідг.ст	0	4	3	3		3	2	3	4

4.5 Рекомендації щодо покращення режимів

Аналіз режимів роботи електричної мережі показав, що всі показники режиму знаходяться в допустимих межах, тобто загальної потреби вживання заходів для покращення режимів немає.

На ПС А що стосується ВП, потрібна установка вольтододатних трансформаторів, тому що бажана напруга не забезпечується в режимах.

ВИСНОВКИ

1 Визначили характеристики нових вузлів і району в цілому. Характеристики групових графиків змінилися (Тм = 5600 годин; число годин максимальних втрат дорівнює τ = 4100 годин).

2 Нові вузли навантаження розташувались таким чином, що було розроблено вісім варіантів приєднання нових вузлів (два варіанти – об’єднання нових вузлів в окрему групу та шість варіантів – приєднання вузлів до функціонуючої мережі).

3 Були обрані напруга, марки и перетини нових ліній електропередач. Номінальна напруга дорівнює 110 кВ, а нові лінії електропередач виконані проводами марки АС 120/27.

4 Обрали трансформатори та компенсувальні установки. На СПС Ж встановили трансформатор ТДН-10000/110, на СПС К - ТДН-16000/110. Коефіцієнти завантаження трансформаторів знаходяться в допустимих межах.

5 Перевірили систему внутрішнього електропостачання (перевірка прийнятих марок проводів за нагрівом та перевірка мережі за втратами напруги). Аварійний струм проводів виявився менше допустимого, втрати напруги – менші допустимих.

6 Найкращий варіант обрали за умови мінімальних приведених витрат. Для цього розрахували техніко – економічні показники варіантів схем (капітальні вкладення в ЛЕП та обладнання, постійні та змінні витрати). Обраний варіант представляє собою приєднання вузлів Ж і К за схемою магістральної мережі до ВП. Цей варіант має найменші приведені витрати (З = 1486,53 т.грн/рік).

7 За допомогою програми UREGIM перевірена система зовнішнього електропостачання. Щільність струму на лінії ДЖ-ВП (j = 0,755 А/мм²) не перевищують економічну щільність 0,8 А/мм², коефіцієнти завантаження автотрансформаторів знаходяться в допустимих межах (kз = 0,576, kз.ав = 1,153), втрати напруги допустимі. Тому реконструкція існуючої мережі не знадобиться.

8 Проаналізували режими роботи електричної мережі. ККД (миттєвий) (98,56 %) та ККД середній (98,64 %) більше середньоексплуатаційного значення (95 %), тому мережа працює ефективно. Коефіцієнт технологічних витрат (КТВ) складає 1,36 %, що менше нормативного КТВ, який дорівнює 5,69% (згідно Постанови НКРЕ №237 від 15.03.2012). Втрати в ЛЕП складають 0,74 %, а в трансформаторах - 0,72 %), і є меншими за середньоексплуатаційні (відповідно 3 % та 2 %). Розраховане значення собівартості 15,6 грн/МВт∙год менше за нормоване 32,23 грн/МВт∙год (згідно з постановою НКРЕ №1077 від 23.08.2012). Значення щільності на ділянках менші за рекомендоване 0,8 А/мм², тобто мережа має запас за перетином проводів для подальшого розвитку. Бажана напруга забезпечується в усіх розглянутих режимах на шинах низької напруги всіх СПС, окрім СПС А, на ПС потрібна установка вольтододатних трансформаторів, тому що бажана напруга не забезпечується в режимах.

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справ. материалы для курс. и дипл. проектирования: Учебн. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под редакцией С.С. Рокотян, И.М. Шапиро – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352с.

3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.

4. Правила устройства электроустановок – Х.: Изд-во «Форт», 2009. – 704 с.

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Министерство энергетике и электрификации СССР. – 14-е изд., переработанное и дополненное, – М.: Энергоатомиздат., 1989. – 191с.

6. Методика начисления платы за перетоки реактивной электроэнергии между электропередающей организацией и ее потребителями. – Введ. Мин. топэнерго Украины, приказ № 19 от 17.01.02.

7. Электрические системы и сети / Н.В. Буслова, В.Н. Винославский, Г.И. Денисенко, В.С. Перхач. – К.: Вища шк. Головное издательство, 1986. – 584 с.

8. Мельников Н.А. Электрические системы и сети. Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 599 с.