ВСТУП

Енергосистема є найважливішою складовою частиною техніко-економічного потенціалу регіону, від функціонування якої залежать його економічні показники. Дослідження та аналіз робочих режимів системи є важливою задачею. Однак заздалегідь повинні бути визначені параметри елементів системи. Аналіз роботи системи дає можливість зробити висновки про її стан та дати пропозиції по поліпшенню її техніко-економічних показників.

За допомогою енергосистеми здійснюється виробництво(генерація), розподіл та споживання електричної та теплової енергії. Енергетична система складається з електричних станцій, електричних мереж і споживачів електроенергії, з'єднаних між собою та зв'язаних спільністю режиму в неперервному процесі виробництва, розподілення та споживання електричної та теплової енергії, при спільному керуванні цим режимом. Задача проектування енергосистем полягає в розробці та

техніко-економічному обґрунтуванні рішень, визначаючих розвиток енергосистем, забезпечуючи при найменших витратах постачання споживачів електричною та тепловою енергією при виконанні технічних обмежень за надійністю електропостачання та якістю електроенергії.

В наш час людство вже не може обходитися без електроенергії, вона знайшла широке застосування у всіх областях людської діяльності, тому якісне вивчення електроенергетики є необхідним для подальшого розвитку суспільства.

1 Проектування електричної мережі

1.1 Стисла характеристика споживачів району

У цьому пункті охарактеризовані вузли навантаження (ВН), для яких спроектована система електропостачання: указана їх кількість, описан характер. Відомості про вузли навантаження занесені до табл.1.1

Таблиця 1.1 – Відомості про вузли навантаження

Найменування вузла	Навантаження у максимальному режимі, МВ*А	Галузь промисловості	Вторинна номінальна напруга , кВ	Категорія надійності
А	20+j8	Вуглевидобуток	10	ІІ
Б	15+j7	Нафтопереробка	10	ІІ
В	10+j5	Верстатобудування	6	І
Г	20+j12	Легка	6	І
Д	25+j15	Кольорова металургія	6	І
Е	15+j8	Харчова	10	ІІ
Сума	105+j55	-	-	-

На рис. 1.1 показан ситуаційний план розташування на місцевості споживачів і

джерела електроенергії.

1.2 Визначення сумарного розрахункового навантаження району

В якості розрахункових навантажень на цьому етапі проектування приймаємо максимальні навантаження. Сумарне навантаження району визначаємо за такими формулами:

де і - сумарні розрахункові максимальні навантаження споживачів району (їх значення знаходяться у табл. 1.1); коефіцієнт участі споживачів у створенні максимуму навантаження енергосистемою приймаємо рівним 0.9; втрати активної й реактивної потужності ( і ) складають відповідно 5% і 15% від переданої повної потужності ( ).

Таким чином, підставивши усі значення, маємо:

МВт,

Мвар.

1.3 Обґрунтування необхідності і вибір місця спорудження вузлової підстанції

Доцільно спорудити вузлову підстанцію (ВП), яка буде живити більшість споживачів, одержуючи електроенергію від джерела живлення (ДЖ). Для вибору місця спорудження треба визначити теоретичний центр навантаження (ТЦН) за наступними формулами:

де - активна потужність ВН, що територіально не тяжіють до ДЖ, МВт; координати розташування цих споживачів на ситуаційному плані, мм.

Після підстановки і обчислення отримуємо: мм, мм.

Координати ТЦН указуємо на рис. 1.1.

Рисунок 1.1: Координати ВН і ТЦН.

Вузлову підстанцію доцільно споруджувати, якщо виконується умова: (1.1)

де відстань від джерела живлення до ТЦН (вимірюється лінійкою на ситуаційному плані і дорівнює 240 мм);

середньозважена відстань від ТЦН до вузлів навантаження.

Значення може бути розраховане за формулою:

де активна потужність ВН, що не тяжіють територіально до ДЖ, у ;

відстань від го ВН до ТЦН у мм (вимірюється лінійкою на ситуаційному плані).

Розрахунки доцільно занести в табл. 1.2.

Таблиця 1.2 – Розрахунок місця розташування ВП

Назва ПС	МВт	мм	МВтмм	мм	МВтмм	мм	 ,МВтмм
А	20	12	240	22	440	50.03	1000.5
Б	15	22	330	84	1260	52.92	794.2
В	10	58	580	8	80	36.16	361.6
Г	20	77	1540	77	1540	38.54	770.8
Д	25	67	1675	37	925	12.41	310.1
Е	15	107	1605	26	390	53.32	799.9
Разом	105	-	5970	-	4635	-	4037

За даними табл. 1.2 розрахуємо середньозважену відстань від ТЦН до вузлів навантаження:

мм.

Перевіримо умову (1.1):

.

Таким чином, ВП доцільно споруджувати. Причому, її з економічної точки зору необхідно сполучити з найближчими до ТЦН підстанціями. Це є підстанції Г.

1.4 Розробка варіантів схем електропостачання споживачів району

У проектній практиці для побудови раціональної конфігурації мережі застосовують поваріантний метод, при якому для заданого розташування споживачів намічається кілька варіантів і з них на основі техніко-економічного порівняння вибирається кращий. Тому для пошуку найбільш економічного рішення складемо ряд варіантів схем мережі, що відрізняються як за технічними, так і за економічними показниками, і які задовольняють вимогам, викладеним у „Правила устройства электроустановок” [2].

Для першої групи можливі 4 схеми живлення споживачів, які зображені на рис.1.2.

А) Б)

В) Г)

Рис. 1.2 Схеми живлення споживачів першої групи

Схеми живлення споживачів другої групи зображені на рис.1.3.

А) Б)

В) Г)

Рис. 1.3 Схеми живлення споживачів другої групи зображені

Для мережі зовнішнього електропостачання доцільно вибрати радіальну схему.

Довжини ділянок визначені з урахуванням непрямолінійності трас (дійсна довжина ділянки приймається на 5 – 15% більше довжини при вимірюванні лінійкою на плані району). Тому довжина ділянки визначається наступним чином:

де прийнятий масштаб, км/см (його обрали рівним 4 км/см);

довжина i-ї ділянки, см.

Перша група має 4 схеми живлення споживачів, а друга – теж 4, тому необхідно порівняти можливі варіанти за натуральними показниками.

До основних натуральних показників відносяться сумарна довжина ліній електропередачі і кількість вимикачів.

Сумарна довжина ЛЕП у варіанті розраховується за формулою:

де коефіцієнт, що враховує конструктивний тип опор ЛЕП і кількість ліній електропередач на ділянці траси (є еквівалентом різної вартості однолан-цюгових і дволанцюгових ЛЕП).

Для кільцевих схем електропостачання застосовуються одноланцюгові опори, тому В магістральних схемах при живленні тільки споживачів II категорії надійності використовуються дволанцюгові опори ( ), а при живленні споживачів тільки I категорії або одночасно I і II категорій ЛЕП виконуються на одноланцюгових опорах ( ). Значення коефіцієнта для кожної ділянки ЛЕП повинні бути приведені на рисунках з варіантами схем електропостачання споживачів району.

При порівнянні варіантів за натуральними показниками приймається, що вартість одного вимикача в 3 рази більше вартості одного кілометра ЛЕП. Тоді еквівалентна довжина ЛЕП ( ) у варіанті електропостачання обчислюється як

де кількість вимикачів у варіанті електропостачання.

Результати розрахунку натуральних показників приводяться в табл. 1.3.

Таблиця 1.3 – Порівняння варіантів за натуральними показниками

Натуральні показники	І група				ІІ група
	Вар.а	Вар.б	Вар.в	Вар.г		Вар.а	Вар.б	Вар.в	Вар.г
шт.	4	2	2	4		4	2	2	4
км	210,9	225,1	84,89	101,5		101,2	54,58	116,3	131,9
км	222,9	231,1	90,89	113,5		113,2	60,58	122,3	143,9

Рис 1.4: Схема вибраних варіантів живлення споживачів

Для подальших розрахунків з кожної групи споживачів відбираємо 2 варіанта схем принципово різної конфігурації з найменшою величиною L_ЕКВ (в табл. 1.3 ці варіанти виділені сірим кольором).

1.5 Розрахунок попереднього потокорозподілу і вибір номінальної напруги

Визначення попереднього розподілу потужності в режимі максимального навантаження необхідний для вибору номінальної напруги в схемах електропостачання споживчих підстанцій і вибору перетинів проводів на ділянках мережі.

Для незамкненої ділянки мережі потокорозподіл знаходиться за I законом Кірхгофа при русі від кінцевих вузлів до ЦЖ.

Для замкненої ділянки електричної мережі спочатку визначаються потужності на головних ділянках. Для цього кільцева мережа розрізається у ЦЖ і подається у вигляді схеми з двобічним живленням зі співпадаючими за величинами і напрямком напругами. Розрахунок виконується за формулами:

де навантаження j-го вузла, МВ·А;

довжина ділянок у км від вузла підключення j-ого навантаження до ЦЖ 1 і ЦЖ 2;

відстань у км між ЦЖ 1 і ЦЖ 2.

Розрахунок потокорозподілу кільцевої мережі споживачів І групи:

МВА,

МВА.

Правильність виконаного розрахунку підтверджується перевіркою балансу потужностей:

,

,

Баланс виконується. Точка потокорозподілу – А.

Потокорозподіл для споживачів першої групи показан на рис.1.4.

Розрахунок потокорозподілу кільцевої мережі споживачів ІІ групи:

МВА,

МВА.

Правильність виконаного розрахунку підтверджується перевіркою балансу потужностей:

,

,

.

Баланс виконується. Точка потокорозподілу – В.

Оптимальна величина номінальної напруги мережі може бути визначена лише шляхом техніко-економічних розрахунків варіантів з різними номінальними напругами. Але досить обмежитися вибором величини раціональної напруги, яка може бути розрахована за формулою Стіла:

,

де довжина ділянки ЛЕП, км;

потужність, що протікає на ділянці, МВт;

кількість електричних кіл (або ЛЕП) на ділянці.

Розрахункові значення напруги округляються до найближчих номінальних значень. Результати розрахунку приводяться в табл. 1.4. У цій же таблиці приведен розрахунок номінальної напруги в мережі зовнішнього електропостачання. Її величина визначається за значенням розрахункового активного навантаження на район ( (див. п. 1.2) і відстанню між ДЖ і ВП в системі зовнішнього електропостачання.

Таблиця 1.4 – Вибір номінальної напруги в схемах

Група	Варіант	Ділянка	, км	, МВт	n	, кВ	, кВ
І	а)	Д-О	4,09	35	2	73,15	110
	б)	Д-А	18,81	19,11	1	78,19	110
		Д-Б	21,47	15,88	1	72,05	110
ІІ	а)	Д-Е	13,69	25	2	63,44	110
	б)	Д-Е	13,69	12,43	1	63,27	110
		Д-В	10,02	12,56	1	63,05	110
Мережа зовнішнього електропостачання		ДЖ-Д	58,74	105	2	130,1	220
		Д-Г	13,60	20	2	57,18	110

Схема внутрішнього електропостачання має номінальну напругу кВ, а зовнішнього - кВ. Це свідчить про те, що ВП – знижувальна.

В якості критерію приємності намічених номінальних напруг можуть служити перетини сталеалюмінієвих проводів, які розраховані за економічною густиною струму, а також найбільші втрати напруги в нормальному і післяаварійному режимах роботи ЛЕП.

1.6 Розрахунок перетинів проводів

Згідно ПУЕ перетини проводів вибираються за економічною густиною струму j_ек.:

де робочий струм на ділянці мережі в нормальному режимі роботи. Його значення розраховується за формулою:

де S_діл – позірна потужність ділянки мережі в режимі максимальних навантажень, ;

n – кількість ЛЕП або кіл ЛЕП на ділянці.

Значення економічної щільності струму приймається за нормами ПУЕ [2] в залежності від струмопровідного матеріалу, конструкції провідника і числа годин використання максимального навантаження.

Результати розрахунку перетинів проводів приводяться в табл. 1.5.

Таблиця 1.5 – Розрахунок перетинів за економічною щільністю струму

Гру-па	Варі-ант	Ділянка мережі	Pділ+jQділ, МВА	Sділ, МВА	Uном, кВ	n	Iр, А	Fек, Мм2	Прийнята марка
І	а)	Д-О	35+j15	38,08	110	2	99,93	100	АС-120/19
		О-Б	15+j7	16,55	110	2	43,44	44	АС-70/11
		О-А	20+j8	21,54	110	2	56,53	57	АС-70/11
	б)	Д-А	19,11+j7,997	20,71	110	1	108,74	109	АС-150/24
		А-Б	0,8878+j0,00317	0,888	110	1	4,659	4,7	АС-70/11
		Б-Д	15,88+j7,003	17,36	110	1	91,13	92	АС-120/19
ІІ	а)	Д-Е	25+j13	28,17	110	2	73,94	74	АС-95/16
		Е-В	10+j5	11,18	110	2	29,34	30	АС-70/11
	б)	Д-Е	12,43+j6,548	14,05	110	1	73,74	74	АС-95/16
		Е-В	-2,56+j-1,45	2,95	110	1	15,48	16	АС-70/11
		В-Д	12,56+j6,451	14,12	110	1	74,15	75	АС-95/16
		Д-Г	20+j12	23,32	110	2	61,21	62	АС-95/16

Обрані проводи повинні задовольняти:

- умовам відсутності втрат потужності на корону ;

- механічній міцності;

- допустимому нагріву в післяаварійному режимі;

- допустимій втраті напруги в післяаварійному режимі.

Перевірка за умовою відсутності втрат на корону виконується в мережі з спрощено – з урахуванням мінімальних перетинів допустимих до використання за ПУЕ.

Перевірка марок сталеалюмінієвих проводів за механічною міцністю виконується з урахуванням області їх застосування за ПУЕ в залежності від відношення реальних перетинів алюмінієвої (А) і сталевої (С) частин проводу і товщини стінки ожеледі. Результати перевірки заносяться в табл.1.6.

Таблиця 1.6 – Перевірка марок проводів за механічною міцністю

Марка проводу	Реальні перетини, мм2		Відношення А : C
	алюмінія	сталі	Фактичне	за ПУЕ
АС-70/11	68	11.3	6.02	6.0 - 6.25
АС-95/16	95.4	15.9	6	6.0 – 6.25
АС-120/19	118	18.8	6.28	6.0 – 6.25
АС-150/24	149	24.2	6.16	6.0 - 6.25
АС-185/29	181	29	6.24	6.0 - 6.25

Перевірка прийнятих проводів за нагрівом виконується за струмом у післяаварійних режимах. Струм на кожній ділянці мережі I_ав порівнюється з довгостроково допустимим струмом Iдоп для відповідної марки проводу. Провід не буде перегріватися, якщо виконується умова

Iав ≤ Iдоп . (1.2)

У магістрально-радіальних мережах післяаварійним режимом є вимкнення одного кола для дволанцюгової ЛЕП або однієї з одноланцюгових ЛЕП. У цьому режимі струм на кожній ділянці буде дорівнювати

У кільцевій мережі розглядають 2 найбільш важкі режими – почергове вимкнення кожної з головних ділянок схеми. При цьому кільцева мережа перетворюється в магістральну, у якій визначається новий розподіл потужностей і розраховуються значення післяаварійних струмів ділянок. Потокорозподіл потужностей у післяаварійних режимах у кільцевих мережах приводиться на відповідних рисунках. Результати перевірки за нагрівом приводяться в табл. 1.7.

Таблиця 1.7 – Перевірка прийнятих марок проводів за нагрівом

Гру-па	Варіант	Ділянка мережі	Pділ+jQділ, МВА	Sділ, МВА	Uном, кВ	Iав, А	Марка проводу	Iдоп,А	Iав Ідоп
І	а)	Д-О	35+j15	38,08	110	199,9	АС-95/16	330	<
		О-Б	15+j7	16,55	110	86,88	АС-70/11	265	<
		О-А	20+ j8	21,54	110	113,1	АС-70/11	265	<
	б)вимкнення Д-Б	Д-А	35+j15	38,08	110	199,9	АС-150/24	450	<
		А-Б	15+j7	16,55	110	86,88	АС-70/11	265	<
	б) вимкнення Д-А	А-Б	20+j8	21,54	110	113,1	АС-95/16	330	<
		Б-Д	35+j15	38,08	110	199,9	АС-150/24	450	<
ІІ	а)	Д-Е	25+j13	28,18	110	147,9	АС-120/19	390	<
		Е-В	10+j5	11,18	110	58,68	АС-70/11	265	<
	б)вимкнення Д-В	Д-Е	25+j13	28,18	110	147,9	АС-185/29	510	<
		Е-В	10+j5	11,18	110	58,68	АС-95/16	330	<
	б) вимкнення Д-Е	Е-В	15+j8	17	110	89,23	АС-95/16	330	<
		В-Д	25+j13	28,18	110	147,9	АС-185/29	510	<
		Д-Г	20+j12	23,32	110	122,4	АС-70/11	265	<

Для забезпечення нормальних умов роботи споживачів електроенергії необхідно, насамперед, забезпечити належну величину напруги у вузлових точках мережі. Так, у мережах 35 – 110 кВ в післяаварійних режимах – [3].

Втрата напруги на кожній ділянці мережі визначається за попереднім розподілом потужності і номінальною напругою

де активна і реактивна потужності на ділянках мережі

активний і реактивний опір відповідних ділянок мережі.

Опори ділянок розраховуються за питомими опорами ( , ) 1 км проводу, значення яких визначаються для кожної марки проводу за [1, 4]:

Втрати напруги визначаються від ЦЖ до кожної кінцевої точки мережі як сума втрат напруги на всіх ділянках, послідовно розташованих між ЦЖ і кінцевою точкою мережі. Результати перевірки мереж за втратою напруги приводяться в табл. 1.8.

Таблиця 1.8 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

Гру-па	Вар.	Ділянка мережі	Марка проводу	L,км		Ом/км	Ом/км	Rділ, Ом	Xділ, Ом	Pділ+jQділ, МВА	U,кВ
I	а)	Д-О	АС-95/16	4,094		0,314	0,429	1,285	1,756	35+j15	0,649
		О-Б	АС-70/11	17,47		0,42	0,44	7,339	7,688	15+j7	1,489
		О-А	АС-70/11	16,51		0,42	0,44	6,933	7,264	20+j8	1,788
	До точки Б										2,02
	До точки А										2,48
	б)вимк-нення Д-Б	Д-А	АС-150/24	18,81		0,195	0,416	3,669	7,826	35+j15	2,234
		А-Б	АС-70/11	20,72		0,42	0,44	6,507	8,891	15+j7	1,453
	б)вимк-нення Д-А	А-Б	АС-70/11	20,72		0,42	0,44	6,507	8,891	20+j8	1,829
		Б-Д	АС-120/19	21,47		0,249	0,423	4,187	8,933	35+j15	2,550
	До точки Б										2,13
	До точки А										3,89
ІІ	а)	Д-Е	АС-95/16	13,69		0,314	0,429	3,409	5,791	25+j13	1,459
		Е-В	АС-70/11	17,23		0,42	0,44	7,235	7,579	10+j5	1,002
	До точки В										4,06
	б)вимк- нення Д-В	Д-Е	АС-95/16		13,69	0,314	0,429	2,136	5,599	25+j13	1,147
		Е-В	АС-70/11		17,23	0,42	0,44	5,409	7,390	10+j5	0,839
	б)вимк- нення Д-Е	Е-В	АС-70/11		17,23	0,42	0,44	5,409	7,390	15+j8	1,275
		В-Д	АС-95/16		10,02	0,314	0,429	1,563	4,098	25+j13	0,839
	До точки В										3,3
	До точки Е										4,46
		Д-Г	АС-95/16		13,61	0,314	0,429	5,715	5,987	20+j12	1,692
	До точки Г										2,23

1.7 Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

Установка на підстанції двох однакових трансформаторів забезпечує мінімально необхідну надійність електропостачання споживачів I і II категорії і є економічно найбільш доцільним рішенням. Трансформатор вибирається за величиною потужності, за величинами первісної і вторинної напруг.

Необхідна потужність трансформаторів ( ) дорівнює

(1.3)

де повна потужність вузла навантаження в режимі максимальних навантажень.

За величиною вибираємо трансформатор з найближчим стандартним значенням номінальної потужності ( ), а правильність вибору перевіряємо за коефіцієнтами завантаження трансформаторів у нормальному і післеаварійному (при вимкненні одного трансформатора) режимах:

,

де кількість трансформаторів, встановлених на ПС.

Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі повинний знаходитися в економічно доцільних межах

0,5 ≤ K_з≤ 0,75,

а в післеаварійному режимі не перевищувати технічно допустимого значення

К_{з ав} ≤ 1,5. (1.4)

Результати розрахунку при виборі трансформаторів приводяться в табл. 1.9.

Таблиця 1.9 – Вибір трансформаторів ПС

Назва вузла	Uном мережі, кВ	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА
А	110	20+j8	21,54	15,08	16	2	0,673	1,346
Б	110	15+j7	16,55	11,58	16		0,517	1,035
В	110	10+j5	11,18	7,826	10		0,559	1,119
Е	110	15+j8	17	11,9	16		0,531	1,063
Г	110	20+j12	23,32	16,33	25		0,466	0,933

1.8 Розрахунок втрат потужності і електроенергії

Втрати потужності в лініях визначаються за формулою:

(1.5)

Втрати потужності в трансформаторах при однакових номінальних напругах варіантів будуть однаковими і можуть бути виключені з розгляду.

Втрати електроенергії у лініях

ф,

де ф - час максимальних втрат визначається за формулою:

,

годин.

Результати розрахунку втрат потужності і електроенергії в ЛЕП приводяться в табл. 1.10.

Таблиця 1.10 – Визначення втрат потужності і електроенергії в ЛЕП

Гру-па	Варі-ант	Найм ділянки	кВ		МВА		Марка проводу	, Ом/км	, км		Ом	МВт	МВтг
І	а)	Д-О	110		35+j15		АС-120/19	0,249	4,094	2	1,019	0,061
		О-Б	110		15+j7		АС-70/11	0.42	17,47		7,339	0,083
		О-А	110		20+j8		АС-70/11	0.42	16,51		6,933	0,133
	Всього за варіантом											0.2899	1766,38
	б)	Д-А	110		19,11+j7,99		АС-150/24	0,195	18,81	1	3,669	0,130
		А-Б	110		0,888+j0,003		АС-70/11	0,42	20,72		8,704	0,0006
		Б-Д	110		15,89+j7		АС-120/19	0,249	21,47		5,347	0,133
	Всього за варіантом											0,1861	1133,92
ІІ	а)	Д-Е	110		25+j13		АС-95/16	0,324	13,69	2	4,299	0,141
		Е-В	110		10+j5		АС-70/11	0,42	17,23		7,235	0,037
	Всього за варіантом											0,421	2565,18
	б)	Д-Е		110		12,43+j6,55	АС-95/16	0,314	13,69	1	4,299	0,070
		Е-В		110		-2,57+j-1,45	АС-70/11	0,42	17,23		7,235	0,005
		В-Д		110		12,57+j6,45	АС-95/16	0,314	10,02		3,146	0,052
	Всього за варіантом											0,2156	1313,67

1.9 Вибір найбільш економічного варіанта електропостачання

1.9.1 Критерій вибору

Критерієм остаточного вибору варіанта електропостачання споживачів є критерій мінімуму приведених витрат:

(1.6)

де Е_н – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень. При мінімальній банківській ставці 18 % і ступеня ризику 2-5 % приймається рівним 0,21 1/рік;

капіталовкладення у варіанті мережі, тис. грн.;

щорічні експлуатаційні витрати у варіанті мережі, тис. грн./рік.

1.9.2 Розрахунок капітальних вкладень

Капіталовкладення в кожному варіанті мережі розраховуються за формулою:

де вартість ліній електропередачі;

вартість електроустаткування електропередачі;

Вартість ЛЕП у варіанті електропостачання розраховується за формулою:

де вартість спорудження 1км ЛЕП, що залежить від матеріалу і типу опор, які використовуються [1, 4];

кількість ЛЕП на ділянці траси.

Розрахунок вартості ЛЕП приводиться в табл. 1.11.

Таблиця 1.11 – Вартість ліній електропередачі

Група	Варі-ант	Назва ділянки	, км	, кВ	Марка проводу	Тип опор	, тис.у.о. км		,
									Тис. у.о.	тис. грн.
І	а)	Д-О	4,094	110	АС-120/19	Одноланцюгові з/б	12,0	2	98,25	786,02
		О-Б	17,47	110	АС-70/11		12,0	2	419,36	3354,86
		О-А	16,51	110	АС-70/11		12,0	2	396,19	3169,56
	Всього за варіантом								649,44	3442,032
	б)	Д-А	18,81	110	АС-150/24	Одноланцюгові з/б	11,7	1	220,11	1760,89
		А-Б	20,72	110	АС-70/11		12,0	1	248,69	1989,54
		Б-Д	21,47	110	АС-120/19		11,7	1	251,23	2009,86
	Всього за варіантом								556,5	2949,45
ІІ	а)	Д-Е	13,69	110	АС-95/16	Двохлан-цюговіз/б	18,1	2	495,58	1982,32
		Е-В	17,23	110	АС-70/11		17,8	2	613,26	2453,05
	Всього за варіантом								472,89	2506,3
	б)	Д-Е	13,69	110	АС-95/16	Однолан-цюгові з/б	12,9	1	176,60	1412,8
		Е-В	17,23	110	АС-70/11		12,0	1	206,72	1653,75
		В-Д	10,02	110	АС-95/16		12,9	1	129,26	1034,09
	Всього за варіантом								581,13	3079,99

Перерахування у гривні було зроблено за курсом 1 у.о. = 8 грн.

Вартість електроустаткування визначається за формулою:

,

де вартість трансформаторів споживчих підстанцій (СПС);

вартість чарунок з вимикачами відкритого розподільного пристрою (ВРП) центра живлення;

вартість чарунок з вимикачами ВРП споживчих підстанцій.

Тип ВРП ЦЖ визначається згідно [5] в залежності від номінальної напруги і кількості приєднань.

Схема ВРП СПС залежить від схеми живлення: у замкнених мережах використовується схема “місток”, у магістрально-радіальних мережах – “блок лінія-трансформатор”.

Вартість однотипного устаткування визначається через вартість одиниці устаткування ( , ) і його кількості ( , ):

У варіантах електропостачання першої та другої групи споживачів прийнята однакова тому складову можна не враховувати.

Розрахунок вартості ВРП центра живлення і споживчих підстанцій приводиться в табл. 1.12.

Таблиця 1.12 – Вартість ВРП ЦЖ та СПС

Група	Варіант	Тип ВРП ЦП	, шт.	тис.у.о. шт.			Тип ВРП СПС	nспс, шт.	тис.у.о шт.
					тис. у.о.	тис. грн.				Тис. у.о.	тис. грн.
І	а)	Дві робочі і обхідна система шин	2	35.2	70.4	373.12	БЛТ	2	2Ч36	144	763,2
	б)		2	35.2	70.4	373.12	„Місток”	2	120	240	1272
ІІ	а)		2	35.2	70.4	373.12	БЛТ	2	2Ч36	144	763,2
	б)		2	35.2	70.4	373.12	„Місток”	2	120	240	1272

Складова капітальних вкладень, що дозволяє зрівняти варіанти електропостачання за ОВЕ , пропорційна сумарним втратам потужності в елементах мережі :

де питома вартість 1 МВт устаткування теплових електростанцій, що дорівнює 165 тис. у.о.

Розрахунок цієї складової капіталовкладень приводиться в табл. 1.13.

Таблиця 1.13 – Розрахунок складової

Група	Варіант	,МВт	,тис.грн.
І	а)	0.2899	253,52
	б)	0.1861	162,74
ІІ	а)	0.421	368,16
	б)	0.2156	188,54

Розрахунок сумарних капіталовкладень приводиться в табл. 1.14.

Таблиця 1.14 – Сумарні капіталовкладення у варіантах мережі

Група	Варіант	,тис. грн.	,тис. грн.	Куст,тис. грн.	Кл,тис. грн.	,тис. грн.	К,тис. грн.
І	а)	373,12	763,2	2599,12	3442,032	253,52	6294,67
	б)	373,12	1272	3107,92	2949,45	162,74	6220,11
ІІ	а)	373,12	763,2	2694,52	2506,3	368,16	5568,98
	б)	373,12	1272	3203,32	3079,99	188,54	6471,85

1.9.3 Розрахунок щорічних витрат

Щорічні витрати при експлуатації мережі складаються з експлуатаційних витрат на лінії електропередач , устаткування підстанцій і витрат , зв’язаних з покриттям втрат електроенергії:

Загальні норми відрахувань від капітальних вкладень на відповідний вид експлуатації приводяться в [6] і у 2005 році складають: pл = 8%, руст = 24%.

Таким чином, витрати на ЛЕП і обладнання розраховуються за формулами:

У сумі В_л і В_уст складають постійні витрати В_пост. Їх розрахунок приводиться в табл. 1.15.

Таблиця 1.15 – Розрахунок постійних витрат

Група	Варі-ант	Кл,тис. грн.	,%	Вл, тис.грн рік	Куст, тис. грн.	pуст,%	Вуст, тис.грн рік	Впост, тис.грн рік
І	а)	3442,032	8	275,36	2599,12	24	623,79	899,15
	б)	2949,45		235,96	3107,92		745,9	981,86
ІІ	а)	2506,3		200,5	2694,52		646,68	847,18
	б)	3079,99		246,39	3203,32		768,79	1015,18

Витрати, які зв’язані з покриттям втрат електроенергії (змінні витрати), визначаються за середнім тарифом на електроенергію:

де  сумарні втрати електроенергії в елементах мережі.

На 1 січня 2005 з урахуванням ПДВ b_c = 0,1865 грн./кВтּг в мережах напругою вище 35 кВ.

Розрахунок змінних витрат приводиться в табл. 1.16.

Таблиця 1.16 – Розрахунок змінних витрат

Група	Варіант	, МВтг	, тис. грн. Рік
І	а)	1766,38	329,43
	б)	1133,92	211,48
ІІ	а)	2565,18	478,4
	б)	1313,67	244,99

1.9.4 Розрахунок приведених витрат

Приведені витрати в кожному варіанті розраховуються за формулою (1.6). Кращим вважається варіант, що має найменші приведені витрати.

Приведені витрати у варіантах можуть відрізнятися незначно. Тому для остаточного вибору варіанта в кожній групі розраховують економічний ефект Е варіанта, що має найменші витрати , стосовно витрат в інших варіантах

а також його економічну ефективність

Варіанти вважаються рівноекономічними, якщо їх економічна ефективність відрізняється не більше ніж на 5% [7]. Розрахунок приведених витрат приводиться в табл. 1.17.

Таблиця 1.17 – Розрахунок приведених витрат

Гру- Па	Варі- ант	К, тис. грн.	Впост, тис. грн. рік	, тис. грн. рік	В, тис.грн. рік	З, тис. грн. рік	Е, тис.грн. рік	Еф,%
І	а)	6294,67	899,15	329,43	1228,58	2550,46	50,9	2,036
	б)	6220,11	981,86	211,48	1193,34	2499,56	0	0
ІІ	а)	5568,98	847,18	478,4	1325,58	2495,07	0	0
	б)	6471,85	1015,18	244,99	1260,17	2619,26	124,19	4,977

За результатами табл. 1.17 виявилося, що варіанти обох груп рівноекономічні, але у варіантах б) втрати потужності та електроенергії меньші, ніж у варіантах а), тому перевага надається саме їм.В обох групах найоптимальнішими варіантами електропостачання споживачів є варіанти б).

1.10 Проектування системи зовнішнього електропостачання

1.10.1 Вибір кількості і потужності трансформаторів на вузловій підстанції

На ВП, як і на споживчих ПС, можна обґрунтувати установку двох трансформаторів, якщо до неї не пред’являється особливих вимог. Тому їх потужність визначається як і в п. 1.7. Відмінність полягає в тому, що замість необхідно прийняти розрахункову потужність ВП S_Р.ВП. Проектом передбачене живлення усіх без винятку вузлів навантаження з шин ВП, тому S_Р.ВП збігається з розрахунковим навантаженням району. Тоді потужність ВП буде дорівнювати:

МВА,

МВА

Найближчий трансформатор має номінальну напругу МВА.

За величиною прийнятої номінальної потужності трансформаторів і S_Р.ВП роз-

рахуємо коефіцієнти завантаження нормального і післяаварійного режимів:

ВП – знижувальна. Тому на ній можна встановити триобмотковий трансформатор або автотрансформатор (АТ). Але встановимо АТ, бо він підходить за низькою напругою.

1.10.2 Вибір і перевірка перетинів проводів

Система зовнішнього електропостачання являє собою радіальну лінію, яка зв’язує ДЖ і ВП, тому через неї передається розрахункова потужність району, а

розрахунок перетинів такий же, як і в п. 1.6. Зведемо його до табл. 1.18-1.20.

Таблиця 1.18 – Розрахунок перетину за економічною щільністю струму

системи зовнішнього електропостачання

Ділянка мережі	Pділ+jQділ, МВА	Sділ, МВА	Uном, кВ	n	Iр, А	Fек, Мм2	Прийнята марка
ДЖ-ВП	100,43+j67,28	120,88	220	2	158,61	158,61	АС-240/32

Прийнята марка провода задовольняє ПУЕ.

Таблиця 1.19 – Перевірка прийнятої марки проводу за нагрівом

Ділянка мережі	Pділ+jQділ, МВА	Sділ, МВА	Uном, кВ	Iав, А	Марка проводу	IдопА	Iав Iдоп
ДЖ-ВП	100,43+j67.28	120,88	220	317,23	АС-240/32	605	<

Таблиця 1.20 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

Ділянка мережі	Марка проводу	L,км	Ом/км	Ом/км	Rділ, Ом	Xділ, Ом	Pділ+jQділ, МВА	U,кВ
ДЖ-ВП	АС-240/32	106,1	0.06	0.43	6,366	45,623	100,43+j67,28	16,86

1.11 Вибір потужності пристроїв, що компенсують

Потужність КП, що встановлюються поблизу споживачів у системі, у цілому, визначається на основі балансу реактивної потужності. Однак, у розподільній мережі 35-220 кВ величина розраховується за формулою:

де максимальне значення активної потужності вузла навантаження;

тангенс кута навантаження;

максимальне значення реактивної потужності;

економічне значення тангенса, що задається енергосистемою в залежності від вищої напруги мережі. Для живильної напруги 110 кВ  220 кВ 

Потужність КП розподіляється нарівно між секціями шин 6-10 кв ПС.

Результати вибору КП приводяться в табл.1.21.

Таблиця 1.21 – Вибір потужності КП

Назва ПС	, МВт	, Мвар		, Мвар	Тип трансформаторів	, кВ	Кількість, тип і потужність КП	, Мвар
А	20	8	0,4	2,4	ТРДН-25000/110	6	2ЧУК-6-900	1,8
Б	15	7	0,467	2,8	ТДН-16000/110	6	3ЧУК-6-900	2,7
В	10	5	0.5	2,2	ТДН-16000/110	10	3ЧУК-10-675	2,03
Г	20	12	0,6	6,4	ТРДН-25000/110	10	3ЧУК-10-1800	5,4
Д	25	15	0.6	8	АТДЦТН-100000/220/110	6	8ЧУК-6-900	7,2
Е	15	8	0.533	3,8	ТДН-16000/110	10	2ЧУК-10-1800	3,6
Всього				25,6	–	–	–	23,73

Компенсацію можна вважати виконаною задовільно, якщо розходження між потрібною потужністю КП у районі ( ) і потужністю встановлених КП ( ) не перевищує 5%:

,

.

Встановлення компенсувальних пристроїв приводить до розвантаження трансформаторів за реактивною потужністю. Тому необхідно перевірити коефіцієнти завантаження й оцінити можливість встановлення трансформаторів меншої потужності. Розрахунок виконується аналогічно п. 1.7 з урахуванням зміни потужності вузла

де P_н = P_м, Q_н = Q_м – Q_{кп ном}.

Для визначення потужності навантаження ВП після встановлення КП з розрахункової потужності ВП (див. п. 1.10.1) віднімаються потужності КП тих СПС, що одержують живлення від шин середньої і нижчої напруг ВП. Результати перевірки заносяться в табл. 1.22.

Таблиця 1.22 – Перевірка завантаження трансформаторів після встановлення КП

Назва Вузла	, МВА	, МВА	, МВА	Тип трансформатора	, МВА
ВП	100,43+j67,28	23,73	109,46	АТДЦТН-100000/220/110	100	2	0.547	1,095
А	20+j8	1,8	20,48	ТРДН-25000/110	25		0.419	0,838
Б	15+j7	2,7	15,60	ТДН-16000/110	16		0.471	0,975
В	10+j5	2,03	10,43	ТДН-16000/110	16		0.326	0,652
Г	20+j12	5,4	21,06	ТРДН-25000/110	25		0.421	0,842
Е	15+j8	3,6	15,63	ТДН-16000/110	16		0.489	0,977

Як видно з табл. 1.22, трансформатори на підстанціях А, Б, В, Г і Е треба замінити на менш потужні, бо коефіцієнти завантаження після встановлення КП не знаходяться у проміжках, вказаних у п. 1.7. Коефіцієнти завантаження трансформаторів ВП задовільняють необхідним умовам. Заміна трансформаторів наведена у табл. 1.23

Таблиця 1.23- Уточнення потужності трансформаторів ПС

Назва вузла	, МВА	, МВА	,МВА			Коефіцієнт завантаження після заміни
			До заміни	після заміни				Тип трансформатора
А	20+ j8	20,938	25	16	2	0,654	1,309	ТДН-16000/110
Б	15+ j7	15,604	16	10	2	0,780	1,560	ТДН-10000/110
В	10+ j5	10,432	16	10	2	0,522	1,043	ТДН-10000/110
Г	20+ j12	21,061	25	16	2	0,658	1,316	ТДН-16000/110
Е	15+ j8	15,632	16	10	2	0,782	1,563	ТДН-10000/110

1.12 Опис схеми електропостачання району

Мережа електропостачання району містить два рівні напруги: зовнішня – 220 кВ, внутрішня – 110 кВ. Вузловою є підстанція Д, з шин якої живляться усі без винятку вузли навантаження. Система зовнішнього електропостачання являє собою радіальну лінію, яка зв’язує ДЖ і ВП і виконана маркою проводу АС-240/32, вона розташована на з/б опорах, тому мережа є резервованою. На високій стороні ВП вибрана схема розподільного пристрою (РП) – „Б-Л-Т”, тому що потужність автотрансформатора дорівнює 100 МВА. На середній напрузі встановлені дві системи шин і обхідна система шин. У внутрішньому електропостачанні є дві групи споживачів та ПС Г: перша група – А і Б– споживається по кільцевій лінії, друга група – В і Е – споживається теж по кільцевій лінії. ЛЕП у мережі внутрішнього електропостачання виконані на з/б опорах. Марки проводів внутрішнього електропостачання наступні: АС-70/11, АС-95/16, АС-120/19, АС-150/24, АС-185/29. На усіх підстанціях РП низької напруги виконані однією секційної системою шин. На усіх лінійних вимикачах встановлюється автоматика АПВ, на усіх секційних 6-10 кВ нормально відключених вимикачах встановлюється автоматика АВР. За режимом роботи нейтралі трансформатори мережі 110 кВ працюють з ефективно заземленою нейтраллю, нейтраль автотрансформатора ВП– глухо заземлена. На рис. 1.8 приведена конфігурація мережі.