ВСТУП
Припускаючи, що на найближчі 10-20 років існуюча система напруг (150, 110, 35, 10 i 0,4 кВ) навряд чи зміниться, вci нові лінії доцільно проектувати та будувати з розрахунковим терміном служби не менше як 40-50 років з мінімальними витратами на їхню експлуатацію. Уci конструкції ПЛ повинні витримувати розрахункові навантаження відповідно до кліматичних умов кожної області з їхньою 10-річною повторюваністю.
Переріз проводів ПЛ-35 кВ i вище повинен бути не меншим ніж 95 мм2, а ізоляція має бути полімерною.
У мережах 35 кВ i вище доцільно продовжувати роботу з доведення 100% ліній електропередач до доброго технічного стану. При цьому необхідно уникнути зниження обсягів капітальних ремонтів та поступово завершувати переведення ЛЕП на металеві та залізобетонні опори. А ще треба планомірно проводити адаптацію ліній до кліматичних умов, що змінюються.
Як показує практика (за "допомогою" злодіїв), ПЛ-10 кВ мають бути в основному радіальними. А магістральні ПЛ, з метою їх адаптації до зростання навантажень, увімкнення об'єктів малої генерації, що будуть з'являтися, та зниження ТВЕ, доцільно виконувати однакового перерізу по всій довжині на залізобетонних опорах з розрахунковим навантаженням не менше ніж 5 кН. У перспективних районах, де навантаження зростає, є сенс будувати магістральні ПЛ-10 кВ у габаритах 35 кВ з підвісною полімерною ізоляцією. На думку науковців, у районах з підвищеною небезпекою вітрових навантажень та ожеледності доцільно повернутися до практики влаштування ліній 0,4-10 кВ на дерев'яних опорах нового покоління з терміном служби не менше як 40 років (просочених глибоким вакуумуванням консервантами на кремнійорганічній основі). На жаль, зараз в Україні таких опор не випускають, хоча потенціал для її виготовлення є.
У разі прокладення ліній у паркових, рекреаційних зонах або в умовах щільної міської забудови ПЛ-10 кВ необхідно влаштовувати ізольованим проводом із негорючого зшитого поліетилену.
Секціонування магістралей та відгалужень ПЛ-10 кВ треба виконуватися реклоузерами - комутаційними апаратами стовпового виконання з вакуумними вимикачами.
Також необхідно продовжувати, де це можливо, практику переведення мереж на вищу напругу - з 6 на 10 кВ, з 0,22 на 0,4 кВ.
На особливу увагу заслуговує мережі 0,4 кВ. Сьогодні вартість однієї імпортної дерев'яної опори 0,4 кВ лише на 10% вища вартості залізобетонної опори. Тому є сенс повернутися до практики застосування дерев'яних опор або хоча б до рівноцінного використання їх на рівні із залізобетонними.
Механічна міцність залізобетонних опор для ПЛ-0,4 кВ не має бути меншою, ніж 3 кН. Під час проведення реконструкції чи заміни ПЛ-0,4 кВ питання виконання магістралей ізольованим чи неізольованим проводом треба вирішувати на місцях, зважаючи у першу чергу на рівень понаднормативних втрат, кількість актів про порушення ПКЕЕ. При цьому обов'язковою є умова виконання вводів 0,4 кВ самонесучим ізольованим проводом з виносом лічильників на фасади будинків.
Що стосується парку ТП напругою 35 кВ i більше, то технічний рівень цих об'єктів повинен визначатися нормативною базою, максимально наближеною до світових стандартів. Їхня конструкція має передбачати поступовий перехід від маслонаповнених вимикачів 35 кВ i вище до вакуумних та елегазових, повну заміну ВД, КЗ i ПСН (у найгіршому випадку хоча б масляними вимикачами, які вивільняються). Розподільчі пристрої (6)10 кВ таких підстанцій також повинні комплектуватися вакуумними вимикачами, вибір яких в Україні достатній. При цьому це не обов'язково повинні бути вимикачі з електромагнітним приводом.
Щодо ТП 6-10 кВ, для потужності до 100 кВoА замість КТП треба влаштовувати щоглові ТП (ЩТП) 10/0,4 кВ. На жаль, існуючі ПУЕ та ПБЕ не дозволяють відмовитись на цих ТП від роз'єднувачів та запобіжників 10 кВ (хоча це доцільно було б зробити). Тому поки що можливий перехід до суміщення з запобіжниками конструкції роз'єднувача для ЩТП. Такі розробки уже пропонує російська промисловість. За потужності понад 100 кВoА треба передбачити встановлення стовпових ТП (СТП), або ТП кіоскового чи закритого типу залежно від місця розташування. Останні, у свою чергу, мають бути укомплектовані сухими трансформаторами, хоча сьогодні для багатьох обленерго це занадто дороге задоволення. Тому заміну чи встановлення силових трансформаторів 6-10 кВ у розподільчих мереж слід проводити обладнанням зі зниженими втратами холостого ходу, вищими показниками надійності та безпеки (зі з'єднанням обмоток типу "зигзаг").
Масове старіння енергооб'єктів – проблема, яка може потягнути за собою значно більші неприємності, ніж періодичні перебої з електроенергією. Але питання "омолодження" електромереж поки що вирішується надто повільно.
1 Розрахунок і аналіз режиму вхідної електричної мережі 110/35 кв
Розрахунок і аналіз режиму вхідної мережі (рисунок 1.1) проводиться з метою вибору з існуючої мережі найкращих за певним критерієм вузлів живлення для 5 нових вузлів споживання електричної енергії. Критерієм вибору цих вузлів може бути:
вища напруга;
менша відстань до нових вузлів;
менша відстань до джерел живлення району – вузлів 100, 200, 300.
Рисунок 1.1 – Вхідна електрична мережа 110/35 кВ
Розрахунок проведемо у програмному комплексі “Втрати – 110”. Цей програмний комплекс дозволяє на основі заданої інформації про вітки (довжина, марка проводу) та вузли (номінальна напруга, наявність трансформаторів, їх кількість та тип) провести розрахунок усталеного режиму вхідної електричної мережі 110/35 кВ.
1.1 Формування розрахункової схеми електричної мережі та введення початкових даних
1.1.1 Введення та редагування інформації про вузли
Для введення або редагування інформації про вузли електричної мережі, необхідно в головному вікні програми вибрати секцію "Інформація про вузли" і натиснути кнопку "Змінити інформацію про вузли".
Для введення або редагування певного параметра необхідно за допомогою клавіш ,,, підвести курсор до відповідної комірки, натиснути клавішу Enter і ввести, вибрати або відредагувати значення. Для закінчення введення чи редагування параметра необхідно повторно натиснути клавішу Enter.
У поле “N вузла” вводиться номер вузла (ціле число).
У полі “Назва вузла” вводиться назва підстанції, що розташована у даному вузлі.
У полі "Uн, кВ" з доступного переліку вибирається номінальна напруга вузла.
У полі "Рн, МВт" вводиться активна потужність навантаження, підключеного до даного вузла. Якщо у вузлі відсутнє навантаження, то комірка має бути пустою. Потужність генеруючих джерел, що підключені до даного вузла, вводиться із знаком "–".
У полі "Qн, МВАр" вводиться реактивна потужність навантаження, підключеного до даного вузла. Якщо у вузлі відсутнє навантаження, то комірка має бути пустою. Потужність генеруючих джерел, що підключені до даного вузла, вводиться із знаком "–".
Після закінчення редагування інформації про вузли необхідно натиснути кнопку "Закінчити зміну інформації". Якщо у початкові дані вносились зміни, то здійснюється перевірка введених значень і за відсутності помилок здійснюється вихід з режиму редагування.
Після введення за зазначеним вище алгоритмом інформації для всіх вузлів електричної мережі був отриманий файл вхідних даних. Інформація про вузли з файла вхідних даних представлена в додатку А.
1.1.2 Введення та редагування інформації про вітки
Для введення або редагування інформації про вітки електричної мережі, необхідно в головному вікні програми вибрати секцію "Інформація про вітки" і натиснути кнопку "Змінити інформацію про вітки".
Для введення або редагування певного параметра необхідно за допомогою клавіш ,,, підвести курсор до відповідної комірки, натиснути клавішу Enter і ввести, вибрати або відредагувати значення. Для закінчення введення чи редагування параметра необхідно повторно натиснути клавішу Enter.
У поля “Nпочат” та “Nкінця” вводяться відповідно номери вузлів початку та кінця вітки (цілі числа).
У полі “Тип” задається тип вітки. Для вибору типу вітки, необхідно у даному полі натиснути клавішу "Enter" і вибрати тип вітки з доступного переліку.
Якщо задано тип вітки "Одноланцюгова ЛЕП" або "Дволанцюгова ЛЕП", то у полі "Uн/Марка" необхідно натиснути клавішу "Enter" і вибрати марку проводу із доступного переліку, а у полі "L, км" ввести довжину лінії.
Якщо задана трансформаторна вітка, то у полі "Тип трансформатора" необхідно натиснути клавішу "Enter" і вибрати тип трансформатора із доступного переліку. Якщо трансформатор без регулювання, то у полі "Кт" з'явиться значення номінального коефіцієнта трансформації. Якщо трансформатор з регулюванням, то у полі "Кт" необхідно натиснути клавішу "Enter" і вибрати відпайку регулятора із доступного переліку, після чого у полі "Кт" з'явиться коефіцієнт трансформації, що відповідає вибраній відпайці регулятора.
Поля "Інформація про вузол початку" та "Інформація про вузол кінця" є допоміжними і не редагуються. Вони призначені для спрощення сприйняття інформації про вибрану вітку. Редагування інформації про вузли виконується згідно п.1.1.1.
В редакторі передбачено можливість автоматичного введення номерів вузлів (у секції опису вузлів схеми) під час введення параметрів віток. Для активізації даного режиму необхідно увімкнути перемикач “Автоматично добавляти номери вузлів у інформацію про вузли”, що розташований у нижній частині вікна редактора. При цьому введення нового номеру вузла у поля “Nпочатку” або “Nкінця” буде супроводжуватися додаванням вузла з таким номером у поле “N вузла” секції інформації про вузли схеми.
Для закінчення введення чи редагування інформації про вітки необхідно натиснути кнопку “Закінчити зміну інформації”. Якщо значення параметрів змінювались, то виконується перевірка правильності введення даних і за наявності помилок, видається відповідне повідомлення.
За наведеною схемою була введена інформація для всіх наявних віток електричної мережі.