Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВСТУП

електрична мережа підстанція трансформатор

Задачею даного курсового проекту є спроектування розвитку електричної системи на базі існуючої схеми із заданими джерелами

Метою є визначення найбільш ефективної стратегії розвитку з урахуванням технічних та економічних обмежень. Проведення техніко-економічних розрахунків, що направлені на зменшення сумарних приведених затрат на виконання розвитку електричної системи вимагає врахування великої кількості різних, а іноді навіть різнорідних параметрів ЕС, оскільки критерій оптимізації містить значну кількість складових. Тому вирішення задачі проектування вимагає проведення багатоваріантних розрахунків. Одною з важливих проблем при проектуванні розвитку ЕС є технічне та техніко-економічне порівняння можливих варіантів розвитку. При проведенні таких розрахунків необхідно одночасно враховувати великий перелік несумісних критеріїв, які загалом визначають ефективність того чи іншого варіанту.

Виходячи з цього визначення оптимальної стратегії розвитку потребує використання системного підходу, який вимагає розглядати ЕС, як об'єкт системотехніки, тобто, як технічну систему в якій технічні та економічні показники кожного елементу системи впливають на аналогічні показники інших елементів. Це означає, що на наступних етапах проектування необхідно враховувати технічні та економічні наслідки попередніх етапів проектування, оскільки їх вплив може знизити ефективність, або навіть зробити неможливим використання кінцевого результату проектування за рахунок, наприклад, невідповідності його технічним обмеженням, внесеної помилками на попередніх етапах.

З метою визначення працездатності запроектованої електричної системи необхідно виконувати розрахунки різноманітних режимів. За допомогою ЕОМ є можливість розраховувати усталені режими електричних мереж і шляхом моделювання регулювання напруги досягти необхідних значень напруг у вузлах проектованої електричної системи.

1. РОЗРАХУНОК ПРОГНОЗУ НАВАНТАЖЕННЯ

Для прогнозування навантаження в існуючій мережі 110 кВ застосуємо метод найменших квадратів. Даний метод дозволяє замінити таблично-задану функцію Р_max(Т) аналітичним виразом Р'_max(Т):

Р_max(Т) Р'_max(Т) = a' + b'T, (1.1)

де a', b' - числові коефіцієнти;

Т - період прогнозу.

Для виконання прогнозу навантажень було застосовано електронний процесор EXCEL.

Визначення відповідних числових коефіцієнтів a' та b' здійснюється за рахунок мінімізації виразу записаного у відповідності з методом найменших квадратів:

(1.2)

що виконується шляхом розв'язання системи рівнянь:

(1.3)

Після проведення диференціювання вхідної функції у відповідності з (1.3) маємо кінцевий варіант системи лінійних рівнянь для визначення коефіцієнтів регресійної залежності a' та b':

 (1.4)

Таблиця 1.1 - Ретроспективні дані для прогнозування максимального навантаження

Роки	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Рmax, %	85	86	87	91	92	93	96	98	99	100

Після підстановки вхідних даних з табл. 1.1.1 в систему (1.1.4) остання набуває вигляду:

Звідки a' = 82.11,b' = 1.98, тобто регресійна функція має вигляд:

P'_max = 1.98T + 82.11.

Рисунок 1.1 - Графіки таблично-заданої P_max(T) та регресійної P'_max(T) залежностей максимального навантаження від часу Т

Таким чином, прогнозоване навантаження на наступні 5 років буде мати таке значення:

P'_max = 1.815 + 82.6 = 112 %.

За даними ретроспективи виконаємо прогноз навантажень по вузлам на наступні 5 років.

Наведемо таблицю вихідних даних та результатів роботи програми EXCEL (таблиця 1.2).

Таблиця 1.2 - Вихідні дані та результати прогнозування навантаження для вузлів існуючої мережі

Назва вузла	nвузла	Pн, МВт	Qн, МВАР	Sн, МВА	Pн прог, МВт	Qн прог, МВАр	Sн прог, МВА	nтр	Sномтр,МВА	Kперев
Аеропорт	1	2,3	1,4	2,69	2,576	1,568	3,016	2	2,5	120,63
Ярмоленці	2	6,3	3,05	6,99	7,056	3,416	7,839	2	16	49,00
Солобківці	3	5,3	2,41	5,82	5,936	2,699	6,521	1	10	65,21
Томашівка	4	3,4	1,93	3,9	3,808	2,162	4,379	2	6,3	69,50
Дунаївці	5	8,5	4,59	9,66	9,520	5,141	10,819	2	25	43,28
Маків	6	2,7	1,31	3,001	3,024	1,467	3,361	2	6,3	53,35
Оринін	7	2,2	1	2,42	2,464	1,120	2,707	1	6,3	42,96
Зарічанка	8	3,1	1,5	3,44	3,472	1,680	3,857	1	6,3	61,22
Чемерівці	9	7,7	4,36	8,85	8,624	4,883	9,911	2	16	61,94
Карбід	10	2,8	1,51	3,18	3,136	1,691	3,563	1	6,3	56,55
Закупне	11	5,5	2,51	6,05	6,160	2,811	6,771	1	10	67,71
Лісоводи	12	5,6	2,71	6,22	6,272	3,035	6,968	1	10	69,68
ГСЗ	13	3,3	1,87	3,79	3,696	2,094	4,248	1	6,3	67,43
Городок	14	3,5	1,98	4,02	3,920	2,218	4,504	2	10	45,04
Кристал	15	2,2	1,07	2,45	2,464	1,198	2,740	1	6,3	43,49

Як бачимо, із урахуванням прогнозу навантажень, немає необхідності ставити більш потужні трансформатори на підстанціях існуючої електричної мережі.

З урахуванням результатів прогнозування навантажень (112. %) виконаємо розрахунок усталеного режиму існуючої мережі та проаналізуємо отримані результати.

2. РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ РЕЖИМУ ВИХІДНОЇ МЕРЕЖІ

Розрахунок і аналіз режиму вхідної мережі 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 (Хмельницький енерговузол).

Розрахунок проведемо у програмному комплексі “Втрати - High”. 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.

2.1 Аналіз та виведення результатів розрахунків

Основними результатами розрахунків за допомогою даної програми є втрати потужності та електроенергії в заданій електричній мережі. Але одночасно в програмі проводиться розрахунок усталеного режиму електричної мережі - видається інформація про значення напруг у вузлах електричної мережі та потужностей (струмів) у її вітках.

Отримані результати розрахунків усталеного режиму вхідної електричної мережі 110 кВ представлені в додатку В у вигляді трьох таблиць - загальних результатів розрахунків втрат електричної енергії (таблиця В.1), результатів розрахунків по вітках (таблиця В.2) та по вузлах (таблиця В.3).

Приведемо в таблиці 2.1 значення граничних економічних потужностей на один ланцюг повітряних ліній для різних перерізів, оскільки далі буде проведено порівняння перетоків потужностей, що протікають в даних лініях.

Таблиця 2.1 - Значення граничних потужностей на один ланцюг в повітряних лініях

Напруга	Тип опор	Матеріал	Район по ожеледі	Гранична економічна потужність на один ланцюг, МВт, для перерізів. мм2
				70	95	120	150	185	240
110	Одно-ланцюгові	Залізо-бетон	VI	-	-	21,5	25,7	39,5	63,5

Аналізуючи результати розрахунків можна зробити наступні висновки:

1. Вхідна електрична мережа має потенціал для подальшого розвитку, оскільки характеризується малими втратами потужності (1.5 МВт або 2.52%) та достатнім рівнем напруги у всіх вузлах.

2. Потоки потужності в лініях 102-2, 2-111 не відповідають допустимим значенням економічних потужностей для даних перерізів.

Тому було прийнято рішення збільшити переріз в лініях таким чином:

лінія 102-2 з АС 120 на АС 150;

лінія 2-111 з АС 95 на АС 120.

З врахуванням збільшення перерізів було розраховано режим роботи мережі, результати якого представлені в додатку В. На основі цього, можна зробити наступні висновки:

1. Вхідна електрична мережа має втрати потужності (1.5 МВт або 2.52%) та характеризується достатнім рівнем напруги у всіх вузлах.

2. Потоки потужності в лініях відповідають допустимим значенням за умови нагрівання проводів повітряних ліній (найбільш завантажені ділянки 110 кВ: 100-101 - 32,026 (МВт), 101-102 - 29,386 (МВт), 102-2 - 29,246 (МВт), 5-108 - 18,528 (МВт), 108-200 - 21,646 (МВт), 2-111 - 21,197 (МВт), 111-15 - 21,103 (МВт).

3. За основні джерела живлення нових вузлів споживання електричної енергії (вузли 701, 702, 703, 704 та 705) можуть бути прийняті вузли - 12, 13, 14, 15, 2,3, 1 оскільки вони знаходяться на найближчих відстанях до нових вузлів та мають допустимий рівень напруги.

4. Вузли живлення мають такі схеми РП:

12(Лісоводи) - місток без вимикачів на трансформатори;

13(ГСЗ) - місток без вимикачів на трансформатори;

14(Городок) - місток без вимикачів на трансформатори;

15 (Кристал) - місток без вимикачів на трансформатори;

2(Ярмоленці) - одна секціонована система шин з обхідною з окремими

секціонованим і обхідним вимикачами;

4(Томашівка) - два блоки лінія-трансформатор;

1(Аеропорт) - два блоки лінія-трансформатор;

3(Солобківці) - блок лінія-трансформатор.

На рисунку 2.1 також покажемо результати розрахунку усталеного режиму існуючої мережі з врахуванням корекції.

Рисунок 2.1 - Результати розрахунку усталеного режиму існуючої мережі

3. ВИЗНАЧЕННЯ ОПТИМАЛЬНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

3.1 Вибір та обґрунтування методу визначення оптимальної схеми

Для задач електроенергетики, а особливо на рівні розвитку енергосистем, потрібно забезпечити пошук найкращого, з точки зору витрат, способу такого, щоб водночас виконувались різні технічні вимоги до електропостачання споживачів. Це означає вибір не тільки потужності станцій, їх розташування, конфігурацій, напруги мереж, але й параметрів усіх елементів енергосистеми, що забезпечують необхідну якість електроенергії, запас стійкості та координацію процесу управління.

Одночасне вирішення цих питань у вигляді однієї математичної моделі неможливе. Тому існує тенденція розгляду ряду взаємопов'язаних підзадач синтезу енергосистеми на основі комплексу математичних моделей. Найчастіше за такі моделі приймаються моделі пошуку мінімуму народногосподарських витрат з врахуванням природних та економічних обмежень. Тому для вирішення задач оптимізації в енергетиці поряд з методами лінійної та нелінійної оптимізації використовується метод динамічного програмування.

Динамічне програмування належить до методів нелінійного програмування. Цей метод дозволяє оптимізувати багатокрокову операцію для функції багатьох змінних. При застосуванні динамічного програмування операція розбивається на ряд послідовних кроків у кожному з яких оптимізується функція однієї змінної. Деякі задачі дозволяють виконувати таке розбиття цілком природно, в інших випадках його доводиться робити штучно. Розв'язувати поставлену багатокрокову задачу у цілому важко. Легше відшукати оптимальне управління крок за кроком, знаходячи оптимум тільки однієї змінної на кожному кроці. Результат оптимізації всієї задачі визначиться як підсумок оптимального управління на окремих кроках.

Таким чином на кожному кроці відшукують таке управління, яке забезпечує оптимальне продовження процесу відносно досягнутого на даний момент рівня. А у підсумку знаходиться умовно-оптимальне управління на всіх кроках [9].

Оскільки розвиваюча підстанція розташована в центрі нових навантажень, доцільно застосувати метод поконтурної оптимізації до вибору схеми електричної мережі. Метод поконтурної оптимізації - частковий випадок одного з загальних методів математичного програмування, що отримав назву покоординатної оптимізації [9].

Тому надалі проведемо вибір оптимальної схеми електричної мережі саме за допомогою таких методів як, метод динамічного програмування та поконтурної оптимізації.

3.2 Застосування методу динамічного програмування до вибору схеми електричної мережі

Для схеми електричних мереж необхідно забезпечити розвиток мереж для електропостачання нових навантажень, що будуть введені протягом 3 років.

Запишемо функцію мети. Найкраще потребам і умовам задачі відповідає функція затрат з врахуванням динамічного принципу, тобто:

(3.1)

або

(3.2)

де K^(t) - капітальні витрати для t-го року на будівництво конкретних ліній окремих варіантів;

Е = 0.12 - нормативний коефіцієнт ефективності (коефіцієнт дисконтування);

t - поточний рік розвитку;

В^(t) - щорічні витрати, пов`язані з відрахуваннями, а також з втратами потужності в лініях;

E_Н.П.= 0.08 - норматив приведення різночасових витрат.

Капітальні витрати для будь-якого варіанту визначаються за формулою:

K^(t)=K_пL_t, (3.3)

а щорічні витрати

(3.4)

де K^(t) - капітальні вкладення, тис. грн;

P - активна потужність, що передається по лінії, МВт;

U_Н - номінальна напруга мережі, кВ (приймаємо рівною напрузі попередньо існуючої мережі, тобто 110 кВ);

r₀ - питомий опір проводу, Ом/км;

- час максимальних втрат, год:

=

;

L_t - приріст довжини лінії, км;

c = 0.47 грн = 5.8810^-2 у.о/кВтгод - вартість 1 кВтгод. втраченої енергії [9].

В цілому задача динамічного програмування для розвитку схеми електричних мереж може бути сформульована таким чином: мінімізувати З при обмеженні на будівництво ліній - 40 км на рік та балансі потужностей.

Отже, з врахуванням обмеження вказуємо можливі лінії електропередачі для існуючої схеми (рис. 3.1):

Рисунок 3.1 - Часткова схема електричної мережі

Визначимо довжини можливих ділянок мережі за формулою:

l = 1,1m_lL,(3.5)

де m_l - масштаб в км/мм;

L - довжина на карті, мм;

1,1 - коефіцієнт нелінійності траси.

Розрахуємо довжини ділянок для можливих варіантів ліній електропередач. Для лінії 2-701 довжина лінії складе:

L_7-201 = 1,17 1,5 = 11,55 (км).

Для всіх інших ліній розрахунок виконуємо аналогічно. Результати розрахунків представлені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Довжини ділянок мережі

Ділянка	2-701	3-701	1-702	15-703	2-704	4-704	15-704	12-705	13-705	14-705
Довжина, см	1,5	1,2	1,4	1,3	1,7	2,2	1,5	2	1,6	1,4
Довжина, км	11,55	9,24	10,78	9,1	13,09	16,94	11,55	15,4	12,32	10,78

Ділянка	701-702	704-703	703-705
Довжина, см	1,4	2	2,2
Довжина, км	10,78	15,4	16,94

Для прикладу визначати сумарні витрати будемо для одного з варіантів. Сумарні витрати інших варіантів розраховуються аналогічно, результат відображуємо в таблиці 1.3.2.

За 3 роки потрібно забезпечити енергопостачання пунктів 701, 702, 703, 704 та 705. Оскільки за один рік немає змоги вводити більше, ніж 40 км лінії, очевидно, що протягом першого року розвитку можливо виконати будівництво ліній тільки для двох споживачів, протягом другого року для одного або двох споживачів, а протягом третього року - до останнього споживача. Варіанти розвитку електричної мережі представлені на рисунку 3.2.

Варіант №1:

1-ий рік - будуємо лінії 12-705, 705-703. Таким чином сумарне збільшення довжини ліній електромережі складатиме:

L = 15.4 + 16.94 = 32.34 (км) 40 (км),

що не перевищує обмежень по будівництву ліній.

Повна та реактивна потужність нових споживачів складатиме:

S₇₀₁ = P₇₀₁/cos = 6.3/0.9 = 7 (МВА);

S₇₀₂ = 8.5/0.89 = 9.55 (МВА);

S₇₀₃ = 11.4/0.87 = 13.1 (МВА);

S₇₀₄ = 10.3/0.88 = 11.7 (МВА);

S₇₀₅ = 9.2/0.9 = 10.2 (МВА);

(МВАр);

(МВАр);

(МВАр);

(МВАр);

(МВАр).

Потокорозподіл для всіх варіантів знаходиться або як для радіальної мережі, або як для ділянки з двостороннім живленням (приймаємо однакову напруга у вузлах живлення). Результати знаходження потокорозподілу представлені в таблиці 3.2.

Усі варіанти розвитку представлені на рисунках 3.2 і 3.3.



Рисунок 3.2 - Варіанти розвитку електричної системи

Рисунок 3.3 - Варіанти розвитку електричної системи

Проведемо розрахунок по вибору марки та площі перерізу ліній 12-705 та705-703.

При розрахунку потокорозподілу на ділянці 12-705-703 будемо вважати, що напруги у вузлах 12 та 703 рівні між собою і тому розглянемо цю замкнену мережу як схему з двостороннім живленням.

Розраховуємо потужності головних ділянок за наступними виразами:

;(3.6)

,(3.7)

де S_i - повна потужність i-ого навантаження по шляху від 12 вузла до 2 вузла або навпаки;

l_i12, l_i2 - довжини ділянок від i-го вузла до 9 і 8 відповідно;

l - сума довжин ділянок кільцевої мережі.

Отже, потужність ділянки 12-705 дорівнює:

;

Для ділянки 705-703 маємо:

;

(МВА).

Результати розрахунку цих ділянок та всіх решта варіантів представлені у таблиці 3.2.

Розрахунковий струм буде таким:

,(3.8)

де - сумарний струм в лінії на п'ятий рік її експлуатації;

=1.05 - коефіцієнт, що враховує зміну навантаження по рокам експлуатації лінії;

- коефіцієнт, що враховує кількість годин використання максимального навантаження лінії . Оскільки 4000 <Т_нб = 5200 <6000 годин, то .

(А);

(А).

По приведеній в [3] таблиці вибираємо переріз проводів та параметри лінії.

- номінальна напруга - 110 кВ;

- тип опор - одноланцюгові;

- довжина введених ліній за рік L = 32,34 (км) 40 (км);

- матеріал опор - залізобетон;

- район ожеледі - ІV;

- марка та переріз проводу - АС-120/19.

Розрахунок потужностей ділянок та вибору марок проводів для інших ділянок наведені в таблиці 3.2

Таблиця 3.2 - Розраховані потужності на ділянках та відповідно обрані перерізи проводів

№сх.	Рік будівни-цтва	Ділянка мережі	Довжина ділянки, км	Кільк. ланцюгів	Pл,	Qл,	Sл,	Uном,	Iрозр	F
					МВт	МВАр	МВА	кВ	А	мм
1	1	12-705	15,4	1	14,18	7,369	15,98	110	88,084	120/19
	1	705-703	16,94	1	4,983	2,969	5,8	110	31,966	120/20
	2	2-704	13,09	1	16,72	9,03	19	110	104,713	120/21
	2	704-703	15,4	1	6,417	3,481	7,3	110	40,233	120/22
	3	3-701	9,1	1	10,55	5,225	11,77	110	64,882	120/23
	3	701-702	10,78	1	2,05	0,87	2,229	110	12,284	120/24
	3	702-1	10,78	1	4,25	2,17	4,774	110	26,311	120/25
2	1	2-701	11,22	1	10,55	5,225	11,77	110	64,882	120/26
	1	701-702	10,78	1	2,05	0,87	2,229	110	12,284	120/27
	1	1-702	10,78	1	4,25	2,175	4,774	110	26,311	120/28
	2	13-705	12,32	1	16,18	8,432	18,24	110	100,54	120/29
	2	4-704	16,94	1	14,72	7,967	16,74	110	92,256	120/30
	3	705-703	16,94	1	6,977	4,032	8,059	110	44,413	120/31
	3	703-704	15,4	1	6,481	3,481	7,3	110	40,233	120/32
3	1	14-705	10,78	1	9,324	4,706	10,44	110	57,559	120/19
	1	705-703	16,94	1	0,124	0,306	0,33	110	1,819	120/19
	1	15-703	9,1	1	11,28	6,144	12,84	110	70,769	120/19
	2	3-701	9,1	1	10,55	5,225	11,77	110	64,882	120/19
	2	701-702	10,78	1	2,05	0,87	2,229	110	12,284	120/19
	2	1-702	10,78	1	4,25	2,175	4,774	110	26,311	120/19
	3	2-704	13,09	1	4,49	2,419	5,1	110	28,107	120/19
	3	4-704	16,94	1	5,81	3,131	6,6	110	36,373	120/19
4	1	14-705	13,09	1	15,61	8,118	17,6	110	96,977	120/19
	1	2-704	13,09	1	15,29	8,282	17,39	110	95,821	120/19
	2	705-703	16,94	1	6,412	3,718	7,412	110	40,849	120/19
	2	703-704	15,4	1	4,988	2,732	5,687	110	31,341	120/19
	3	3-701	9,1	1	10,55	5,225	11,77	110	64,882	120/19
	3	701-702	10,78	1	2,05	0,87	2,229	110	12,284	120/19
	3	1-702	10,78	1	4,25	2,175	4,774	110	26,311	120/19
5	1	2-701	11,22	1	10,55	5,225	11,77	110	64,882	120/19
	1	701-702	10,78	1	2,05	0,87	2,229	110	12,284	120/19
	1	1-702	10,78	1	4,25	2,175	4,774	110	26,311	120/19
	2	12-705	15,4	1	15,41	8,031	18,24	110	95,753	120/19
	2	705-703	16,94	1	6,207	3,631	7,191	110	39,631	120/19
	3	703-704	15,4	1	5,193	2,819	5,909	110	32,563	120/19
	3	4-704	16,94	1	15,49	8,369	17,61	110	97,043	120/19

Капітальні вкладення розраховуємо у відповідності з формулою (3.3).

Вартості спорудження повітряних ліній напругою 110 кВ (тис.у.о/км) беремо з довідника [3].

Для ділянки 12-705:

K_12-705 = 14.4 15.4 = 221.26 (тис. у.о).

Щорічні витрати розраховуємо у відповідності з формулою (3.4):

=

=13.1 (тис. у.о).

Для інших ділянок проводимо такий самий розрахунок, результати якого представлені в таблиці 3.3.

Сумарні витрати першого року розраховуємо у відповідності з формулою (3.2):

З¹ = 0.12 (221.76 + 243,936) + 13,187+14.492 = 88,248 (тис.у.о).

2 рік Для варіанту 1 у другому році будуємо одноланцюгові лінії 7-201та 9-205 відповідно довжиною 11.55 та 7.7 км.

Розраховуємо потужність радіальних ліній 2-704 та 704-703:

16.71+j9.03=19 (МВА).

Розрахунок інших ділянок проводиться за таким же алгоритмом. Результати розрахунку цих ділянок та всіх решта варіантів представлені у таблиці 3.2.

Розрахунок капітальних вкладень та щорічних витрати проводимо аналогічно до розрахунку у першому році.

Сумарні витрати другого року розраховуємо у відповідності з формулою (3.2):

З² = (0.12 (188.496+221.76) + 11.214+13.176)(1+0.08)^-1 = 75.51 (тис.у.о).

3 рік Для варіанту 1 у третьому році будуємо одноланцюгові лінії 2-701, 701-702 та 1-702 відповідно довжинами 9.1, 10.78 та 10.78 км.

Розрахуємо перетоки потужностей на даних лініях. Спочатку знайдемо перетоки на головних ділянках.

Розраховуємо перетоки потужності інших ділянок як для замкнутої мережі.

Отже, потужність ділянки 15-201 дорівнює:

;

;

(МВА).

Для ділянки 1-702 маємо:

;

;

(МВА).

Виконаємо перевірку:

;

.

Отже розрахунок проведений вірно.

Перетік потужності у вітці 701-702 знайдемо, склавши рівняння за першим законом Кірхгофа для вузла 701:

(МВА);

.

Результати розрахунку цих ділянок та всіх решта варіантів представлені у таблиці 1.3.2.

Розрахунок капітальних вкладень та щорічних витрати проводимо аналогічно до розрахунку у першому році.

Сумарні витрати третього року розраховуємо у відповідності з формулою (1.3.2):

З³ = (0.12 (131.04+155.232+155.232) + 7.789+9.221+9.222)(1+0.08)^-2

З³= 76.549 (тис.у.о).

Остаточні витрати будуть такими:

З = 88.248 + 75.51 + 76.549 = 240.306 (тис.у.о).

Розрахунок витрат для інших варіантів (рисунок 3.2) розвитку ЕС виконується аналогічно. Результати розрахунків подано в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3 - Результати розрахунків сумарних витрат по роках

№	Рік буд.	Ділянка мережі	Довжина ділянки, км	Кпит тис.у.о/км	К	???	З	Витрати 1-го року	Витрати 2-го року	витрати 3-го року	витрати за 3 роки З
				тис. у.о.
1	1	12-705	15,4	14,4	221,760	13,187	41,982	88,248	75,510	76,549	240,31
	1	705-703	16,94	14,4	243,936	14,492	46,265
	2	2-704	13,09	14,4	188,496	11,214	34,540
	2	704-703	15,4	14,4	221,760	13,176	40,970
	3	3-701	9,1	14,4	131,040	7,789	22,394
	3	701-702	10,78	14,4	155,232	9,221	27,077
	3	702-1	10,78	14,4	155,232	9,222	27,078
2	1	2-701	11,22	14,4	161,568	9,603	30,311	88,465	77,672	84,237	250,373
	1	701-702	10,78	14,4	155,232	9,221	29,077
	1	1-702	10,78	14,4	155,232	9,222	29,078
	2	13-705	12,32	14,4	177,408	10,553	32,390
	2	4-704	16,94	14,4	243,936	14,507	45,282
	3	705-703	16,94	14,4	243,936	14,494	44,267
	3	703-704	15,4	14,4	221,760	13,176	39,970
3	1	14-705	10,78	14,4	155,232	9,225	29,081	99,740	79,549	77,789	257,077
	1	705-703	16,94	14,4	243,936	14,490	46,263
	1	15-703	9,1	14,4	131,040	7,789	24,395
	2	3-701	9,1	14,4	131,040	7,789	23,394
	2	701-702	10,78	14,4	155,232	9,221	28,077
	2	1-702	10,78	14,4	155,232	9,222	28,078
	3	2-704	13,09	14,4	188,496	11,198	33,523
	3	4-704	16,94	14,4	243,936	14,493	44,266
4	1	14-705	13,09	14,4	188,496	11,212	35,538	71,075	86,235	76,549	233,859
	1	2-704	13,09	14,4	188,496	11,211	35,537
	2	705-703	16,94	14,4	243,936	14,493	45,267
	2	703-704	15,4	14,4	221,760	13,174	40,968
	3	3-701	9,1	14,4	131,040	7,789	22,394
	3	701-702	10,78	14,4	155,232	9,221	27,077
	3	1-702	10,78	14,4	155,232	9,222	27,078
5	1	2-701	11,22	14,4	161,568	9,603	30,311	88,465	86,252	84,252	258,969
	1	701-702	10,78	14,4	155,232	9,221	29,077
	1	1-702	10,78	14,4	155,232	9,222	29,078
	2	12-705	15,4	14,4	221,760	13,190	40,985
	2	705-703	16,94	14,4	243,936	14,493	45,266
	3	703-704	15,4	14,4	221,760	13,175	39,969
	3	4-704	16,94	14,4	243,936	14,509	44,284

З аналізу таблиці 3.3 видно, що варіант №4 має найменші сумарні витрати. Даний варіант є доцільним з точки зору надійності та економічності, тому що тут присутні одноланцюгові лінії, живлення по яких здійснюється від двох джерел. Отже варіант 5 за даним методом є оптимальним.

Використовуючи схему даного варіанту розвитку електромережі, маємо змогу забезпечити електроенергією протягом першого року споживачів відразу двох вузлів 705 та 703, протягом другого року - вузол 704, та протягом третього - вузли 701 та 702.

В цій схемі першого року будуються лінії 12-705, 705-703, другого року - лінії 2-704, та 704-703, третього року - лінії 3-701,701-702 та 1-702. Всі лінії одноланцюгові і виконані проводом АС-120/19.

3.3 Застосування методу поконтурної оптимізації до вибору схеми електричної мережі

Основну ідею даного методу легко зрозуміти з розгляду такої задачі. Нехай є незалежні параметри (координати) та і задана опукла функція . Необхідно знайти такі оптимальні та , при яких .

Для відшукання цих координат приймемо за початкове наближення будь-яке значення функції , яке визначиться при початкових параметрах . Потім зафіксуємо значення та шляхом зміни знайдемо нове значення функції координатами , , яке буде найменше з усіх інших на лінії . Перехід від значень до досліджуваної функції назвемо кроком по координаті . Тепер зафіксуємо та, змінюючи , знайдемо наступне значення функції , менше від усіх інших на прямій . Перехід від до , яке складається з двох кроків по обох координатах, назвемо кроком в просторі параметрів або просто кроком.

Подальші кроки аналогічні. Характерною рисою методу є пошук найменшого значення за допомогою кроків окремо по кожній координаті при фіксованому значенні іншої координати. Саме це і дало назву методу.

Важливою перевагою методу є наступне. Оскільки на кожному кроці можна проглянути усі значення даної координати та підрахувати відповідні їм значення функції мети , то можна не накладати особливих обмежень на цей вид функції, аби тільки її можливо було сформувати і визначити при будь-яких значеннях незалежних змінних. Це вигідно відрізняє даний метод від деяких інших.

При виконанні координатного спуску не обовязково зберігати до кінця одні й ті ж прийняті на початку незалежні змінні. Якщо це корисно, то можна, наприклад, після спуску по деяких координатах частину з них перевести в склад залежних, а з раніше прийнятих залежних вилучити таку ж кількість змінних, прийняти як незалежні, а потім продовжити спуск вже по них. Такий прийом іноді буває дуже доцільним і зручним.

Перейдемо безпосередньо до розгляду методу поконтурної оптимізації для проектування електричної мережі при заданому розрахунковому рівні навантажень і максимального графа.

Постановка оптимізаційної задачі в методі покоординатної оптимізації має багато спільного з відповідною частиною методу проектування градієнту. В обох методах використовуються економічні інтервали, тому приведені затрати є функціями тільки потужностей, а не перерізів ліній.

Метод поконтурної оптимізації менш критичний до способу апроксимації функції мети, ніж градієнтний метод. Він допускає використання безпосередньо кривої економічних інтервалів. В передбаченому викладенні методу будемо розглядати більш простий вигляд функції мети:

, (3.9)

де при при .

Апроксимація (3.9) враховує наявність розривів в нулі - основну принципову особливість функції затрат З - і в той же час дозволяє отримати простий та наочний алгоритм оптимізації.

Система обмежень зводиться до рівнянь першого закону Кірхгофа, які містять J рівнянь (за кількістю вузлів без балансувального) та N невідомих (за кількістю ліній мережі). Отже, невідомих в системі є незалежними, інші невідомі - залежні. В подальшому для описання електричної мережі будемо користуватись наступними позначеннями, запозиченими з теорії графів: кожну лінію вихідної мережі (вихідного графу) будемо називати дугою; сукупність дуг, відповідних залежним змінним, утворює розімкнений під граф, який з'єднує всі вузли і називається деревом мережі; дуги, відповідні незалежним змінним, називаються хордами. Кількість хорд дорівнює кількості незалежних контурів. Нагадаємо, що варіюючи множину, можна отримати різні дерева. Приєднання будь-якої хорди до дерева утворює один з незалежних контурів. Повна система незалежних контурів утворюється приєднанням до дерева усіх хорд. Якщо умови зв'язку обмежуються рівняннями першого закону Кірхгофа, то зміна потужності хорди призводить до зміни потужностей лише тих ліній, які входять в контур (при незмінних потоках потужностей по всіх інших хордах). Тому допустимо виконувати оптимізацію кожного контуру мережі окремо. Як видно з подальшого, ця обставина є дуже важливою для даного методу. Якби контури не були взаємопов'язаними, то така оптимізація дозволила б отримати глобальний екстремум за кінцеву кількість кроків. Однак насправді існують лінії, що входять в різні контури. При послідовній оптимізації контурів потік в суміжних лініях змінюється, а умови оптимізації попередніх контурів порушуються. Отже, процес в загальному вигляді є ітераційним і при не випуклій функції затрат веде до локального екстремуму. А оскільки в реальних контурах взаємний вплив потоків різних контурів доволі рідко виявляється слабо, то послідовне застосування поконтурної оптимізації достатньо швидко призведе до отримання локального екстремуму.

3.4 Алгоритм використання методу поконтурної оптимізації

1) максимальний граф розбивається на n незалежних контурів;

2) вибирається перший поточний контур. Для нього записується математична модель, а для всіх інших контурів схема задається як радіальна;

3) на базі моделі для вибраного контуру пропонуються відповідні варіанти схем і за результатами визначення критерію вибирається краща схема контуру.

Аналогічно виконуються операції для всіх наступних контурів. В результаті проходження всіх контурів утворюється оптимальна схема всієї мережі.

Якщо при отриманні рішення зявляються ситуації, коли рішення наступного контуру впливає на рішення попереднього контуру, то вводиться один додатковий контрольний контур, який об'єднує відповідні контури і для нього проводиться перевірочний розрахунок.

Переваги методу поконтурної оптимізації:

1) метод поконтурної оптимізації має ознаки наочності та формалізації, що дозволяє використовувати комп'ютерну техніку;

2) метод може бути застосований як для нелінійних функцій витрат і обмежень, так і для лінійних моделей.

Недоліки методу поконтурної оптимізації :

1) метод майже не використовується для кількох джерел електропостачання;

2) метод має певну схематичність і обмеженість, тому найкраще його застосовувати для схем з одним джерелом живлення, яке розташоване у центрі навантажень.

3.5 Визначення оптимальної схеми електричної мережі методом поконтурної оптимізації

Розвиток електричної мережі здійснюється на базі максимального графу, який має вигляд (рисунок 3.1).

В загальному випадку залежності затрат на побудову повітряних ЛЕП нелінійні. Тому цільова функція (функція мети), що відтворює процес розвитку електричної мережі, може бути надана у вигляді нелінійної функції з лінійними обмеженнями на змінні фактори. При цьому для кожної і-ЛЕП приведені затрати будуть записані:

,(3.10)

де

,(3.11)

тут - питомі капітальні вкладення на спорудження 1 км лінії, по попередньо заданому перерізу проводу на і-тій ЛЕП;

Е - сталий коефіцієнт, який знаходиться в межах Е = 0,10,2;

- коефіцієнт відрахувань повітряних ЛЕП;

- питомі затрати, які враховують втрати електроенергії і є залежними від ;

l - довжина і-ї ЛЕП в км (відповідно до масштабу довжини ліній мають своє значення );

- потужність і-ї ЛЕП.

Для складання математичної моделі необхідно визначити границі. Якщо прийняти на ділянках переріз АС-120/19, то питомі капіталовкладення відповідно будуть дорівнювати 14,4 тис.у.о./км. Коефіцієнти а_і (3.10) з урахуванням Е = 0,12 та б = 0,0594 приймають відповідно значення: 2,583 (всі лінії одноланцюгові). В свою чергу, граничні потужності для прийнятих перерізів дорівнюють: 70,1 МВт для АС-120/19. Що стосується коефіцієнта b_i (3.10), то його значення визначається за формулою:

,(3.12)

за умовами, що U_н - номінальна напруга = 110 кВ;

cos - коефіцієнт потужності прийнято 0,9;

ф - час втрат, 3979 годин;

b₀ - вартість 1 кВтгод. втраченої електроенергії прийнято 5,8810^-2 у.о. кВтгод.;

r_0i - активний опір, який залежить від перерізу проводу і для АС-120/19 = 0,249 Ом/км;

величина b_i приймає відповідно значення для АС-120/19:

b_i = = 5,910^-3.

Таким чином із врахуванням усіх припущень запишемо вирази питомих витрати для одноланцюгових ЛЕП перерізом АС 120/19:

.

Розв'язок:

Для зазначеного максимального графу можна виділити 2 незалежних контури. Побудувавши їх на основі хорд, отримаємо наступні контури:

12-705-703-704-2;

13-705-703-704-4;

14-705-703-704-2;

12-705-703-704-2;

2-701-702-1;

3-701-702-1.

Оскільки дані контури складаються з 4 та 3 віток, то для кожного з них відповідно можливі 4 та 3 варіанти схем. Відкидаючи почергово кожну з віток, отримаємо потокорозподіл на основі I-го закону Кірхгофа для кожного варіанта схеми 1-го контуру, який занесемо в таблицю 3.4 (відсутня вітка має потужність 0).

Таблиця 3.4 - Потокорозподіл варіантів схем 1-го контуру

Номер варіанту	1	2	3	4
Потужності, МВт
12-705	0	9,2	20,6	31,7
705-703	9,2	0	11,4	21,7
703-704	20,6	11,4	0	10,3
2-704	31,7	21,7	10,3	0
Витрати, у.о	241.971	169.234	177.085	271.32

Отримавши потокорозподіл, можна порахувати приведені витрати помноживши отримані питомі витрати на відповідні довжини ліній за приведеними формулами:

З_{1_705-703} = (2.583 + 5,9 10-³ 9.2² ) 16,94= 52.215;

З_{1_703-704} = (2.583 + 5,9 10-³ 20.6² ) 15.4= 78.336;

З_{1_2-704} = (2.583 + 5,9 10-³ 31.7² ) 13.09= 111.42;

З_{2_12-705} =( 2.583 + 5,9 10-³ 9.2² ) 15.4= 47.469;

З_{2_703-704} =( 2.583 + 5,9 10-³ 11.4² ) 15.4= 51.586;

З_{2_2-704} = (2.583 + 5,9 10-³ 21.7² ) 13.09= 70.179;

З_{3_12-705} = (2.583 + 5,9 10-³ 20.6² ) 15.4= 78.336;

З_{3_705-703} = (2.583 + 5,9 10-³ 11.4² ) 16.94= 56.745;

З_{3_2-704} = (2.583 + 5,9 10-³ 10.3² ) 13.09= 42.005;

З_{4_12-705} = (2.583 + 5,9 10-³ 31.7² ) 15.4= 131.083;

З_{4_705-703} = (2.583 + 5,9 10-³ 21.7² ) 16.94= 90.86;

З_{4_703-704} = (2.583 + 5,9 10-³ 10.3² ) 15.4= 49.418.

Склавши приведені затрати ліній відповідних варіантів, отримаємо:

З₁ = 52.215 + 78.336 + 111.42 = 241.971;

З₂ = 47.469 + 51.586 + 70.179 = 169.234;

З₃ = 78.336 + 56.745 + 42.005 = 177.085;

З₄ = 131.083 + 90.82 + 49.418 =271.32.

Оптимальним варіантом схеми 1-го контуру є варіант з радіальними ЛЕП, де відсутня вітка 705-703 (всі величини витрат надаються в умовних одиницях). Аналогічні розрахунки проведемо для решти контурів та занесемо результати в таблиці 3.5 - 3.8.

Таблиця 3.5 - Результати оптимізації 2 контуру

Номер варіанту	1	2	3	4
Потужності, МВт
12-705	0	9,2	20,6	31,7
705-703	9,2	0	11,4	21,7
703-704	20,6	11,4	0	10,3
4-704	31,7	21,7	10,3	0
Витрати, у.о	274.742	180.381	173.773	245.103

Таблиця 3.7 - Результати оптимізації 3 контуру

Номер варіанту	1	2	3	4
Потужності, МВт
14-705	0	9,2	20,6	31,7
705-703	9,2	0	11,4	21,7
703-704	20,6	11,4	0	10,3
2-704	31,7	21,7	10,3	0
Витрати, у.о	241.971	162.113	165.335	251.657

Таблиця 3.8 - Результати оптимізації 4 контуру

Номер варіанту	1	2	3	4
Потужності, МВт
12-705	0	9,2	20,6	31,7
705-703	9,2	0	11,4	21,7
703-704	20,6	11,4	0	10,3
4-704	31,7	21,7	10,3	0
Витрати, у.о	274,742	194,621	197,273	248,428

Таблиця 3.9 - Результати оптимізації 5 контуру

Номер варіанту	1	2	3
Потужності, МВт
2-701	0	6.3	14.8
701-702	6.3	0	8.5
1-702	14.8	8.5	0
Витрати, у.о	74.979	64.978	76.533

Таблиця 3.6 - Результати оптимізації 6 контуру

Номер варіанту	1	2	3
Потужності, МВт
3-701	0	6.3	14.8
701-702	6.3	0	8.5
1-702	14.8	8.5	0
Витрати, у.о	72.145	58.076	67.706

Вибираємо з приведених контурів найкращі за найменшими затратами. При цьому порівнюємо графи, отримані від різних джерел живлення.

Таким чином отримаємо граф, який зображений на рисунку 3.3.

Рисунок 3.3 - Отриманий граф електричної мережі

Але така схема у одноланцюговому виконанні не буде задовольняти умові надійності. Тому ми проведемо деякі доопрацювання над схемою, а саме добавимо вітки 705-703 та 701-702. Таким чином отримаємо замкнуті контури 12-705-703-704-2, 3-701-702-1.

Розрахунок по вибору марки та площі перерізу нових ліній ідентичний розрахунку, який проведений у попередньому підрозділі 3.3.

Оптимальна схема згідно методу поконтурної оптимізації показана на рис. 3.5. Приведена схема задовольняє вимогам надійності для споживачів першої та другої категорії, а потужності що в ній перетікають відповідають економічним інтервалам потужності для одноланцюгових ліній, виконаних відповідно проводами АС 120/19.

3.6 Прийняття кінцевого варіанту оптимальної схеми електричної мережі

Оптимальна схема електричної мережі за двома попередніми методами: динамічного програмування та поконтурної оптимізації представлена на рисунку 3.4.



Рисунок 3.4 - Оптимальна схема електричної мережі

Характеристика оптимального варіанта:

1. Номінальна напруга 110 кВ.

2.Використані перерізи проводів - АС 120/19.

3. Всі опори залізобетонні, лінії одноланцюгові.

Отже, в даному розділі було проведено вибір оптимальної схеми розвитку електричної мережі.

В наступному розділі потрібно вибрати обладнання для нових споживачів.

4. ВИБІР ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ НА СПОЖИВАЛЬНИХ ПІДСТАНЦІЯХ

Детальний аналіз можливостей систематичного перевантаження трансформаторного обладнання понижуючих підстанцій в нормальних режимах з врахуванням реального графіка і коефіцієнта початкового навантаження, а також температури навколишнього середовища не входить в задачу даного проекту. Тому згідно з практикою проектування потужність трансформаторного обладнання на понижуючих підстанціях може вибиратися із умов допустимого перевантаження в після аварійних режимах на 40% на час максимуму загальної добової, тривалістю не більше 6 годин впродовж не більше 5 діб.

Вибір трансформаторів проводиться виходячи із наступних критеріїв:

Якщо в складі навантаження підстанції існують споживачі 1-ої категорії, то число встановлюваних трансформаторів повинно бути не менше двох.

На підстанціях, які здійснюють електрозабезпечення споживачів 2-ої і 3-ої категорії, допускається встановлення 1-го трансформатора, при існуванні в мережевому районі централізованого пересувного трансформаторного резерву і можливості заміни пошкодженого трансформатора за час не більше 1-єї доби, що на сьогодні достатньо мало можливо.

Вибір трансформаторів здійснюється за наступними формулами:

(4.1)

де n_m - кількість однотипних трансформаторів, які встановлюються на підстанціях;

k₁ - коефіцієнт завантаження, який приймаємо по ДЕСТу 60 - 80%.

Для 201-го вузла згідно (1.4.1) маємо:

(МВА).

В заданому діапазоні вибираємо два стандартних трифазних трансформатора з номінальною потужністю 6.3 МВА.

Аналогічно проводимо вибір трансформаторів для інших підстанцій. Для вузлів 202, 203, 204 та 205 встановлюємо теж по два трансформатора.

Перевірка перевантаження обраного трансформатора у вузлі 201 в аварійному режимі показала, що коефіцієнт перевантаження складає 5/6.3=0.79, що задовольняє технічним умовам експлуатації. Проведені розрахунки показують, що трансформатори прийнятої потужності можуть не тільки забезпечувати надійне електропостачання споживачів, але й передбачають розвиток споживання електроенергії. Вибір трансформаторів інших підстанцій виконувався аналогічно, результати подано в табл. 4.1.

Таблиця 4.1 - Параметри трансформаторів у вузлах

Номер вузла	Тип	Sном МВА	Границі регулювання	Uном обмоток, кВ	uk	Pk	Pх	Iх	R	X	Qх
				ВН	НН	%	кВт	кВт	%	Ом	Ом	кВАр
701	ТМН-6300/110	6,3	91,78%	115	11	10.5	44	11.5	0.8	14.7	220.4	50.4
702	ТДН-10000/110	10	91,78%	115	11	10.5	60	14	0.7	7.95	139.	70
703	ТДН-16000/110	16	±9х 1,78%	115	11	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
704	ТДН-10000/110	10	91,78%	115	11	10.5	60	14	0.7	7.95	139.	70
705	ТДН-10000/110	10	91,78%	115	11	10.5	60	14	0.7	7.95	139.	70

Отже, після визначення оптимальної схеми і обладнання для нових споживачів, вибираємо схеми підключення до існуючої мережі.

5. СХЕМИ РОЗПОДІЛЬЧИХ ПРИСТРОЇВ СПОЖИВАЛЬНИХ ПІДСТАНЦІЙ

При виборі схеми підстанції слід враховувати кількість приєднань (ліній і трансформаторів), вимоги до надійності електропостачання споживачів і забезпечення пропуску через підстанцію перетоків потужності по міжсистемним і магістральним лініям, можливості перспективного розвитку. Схеми підстанцій повинні бути складені таким чином, щоб була можливість їх розширення і дотримування вимог необхідного релейного захисту і автоматики. Кількість і вид комутаційних апаратів вибираються так, щоб забезпечувалась можливість проведення почергового ремонту окремих елементів підстанцій без відключення сусідніх приєднань.

Значну частину у вартості підстанції складає вартість вимикачів. Тому слід розглянути можливості відмови від застосування великої кількості вимикачів на стороні високої напруги підстанції.

Оскільки на підстанції 701 встановлюється по 2 трансформатори, а кількість ліній, що підходять до підстанції дорівнює двом, то для цього вузла пропонуємо схему містка з вимикачем в перемичці та вимикачами в ланцюгах трансформаторів (рисунок 1.5.1).

Рисунок 5.1 - Схема розподільчого пристрою вузла 701

Для інших вузлів 702, 703, 704 та 705 пропонуємо таку ж саму схему.

В даному розділі було обрано і описано типи РП для споживаючих вузлів, які забезпечать надійне і якісне електропостачання нових споживачів.

6. СХЕМИ ВУЗЛОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ

При виборі схеми підстанції слід враховувати кількість приєднань (ліній і трансформаторів), вимоги до надійності електропостачання споживачів і забезпечення пропуску через підстанцію перетоків потужності по міжсистемним і магістральним лініям, можливості перспективного розвитку. Схеми підстанцій повинні бути складені таким чином, щоб була можливість їх розширення і дотримування вимог необхідного релейного захисту і автоматики. Кількість і вид комутаційних апаратів вибираються так, щоб забезпечувалась можливість проведення почергового ремонту окремих елементів підстанцій без відключення сусідніх приєднань.

Значну частину у вартості підстанції складає вартість вимикачів. Тому слід розглянути можливості відмови від застосування великої кількості вимикачів на стороні високої напруги підстанції.

Існуючу схему підстанції Городок (вузол 14) потрібно повністю реконструювати. Для цього пропонується 2 варіанти схем підстанцій: І - одна секціонована система шин з обхідною з окремим секційним і обхідним вимикачами (рис. 6.1); ІІ - одна секціонована система шин з обхідною з суміщеним секціонованим і обхідним вимикачем (рис. 6.2).

6.1 Визначення витрат для варіантів схем підстанцій

Кращий варіант схеми визначається за мінімальними приведеними витратами:

З = Е_НК + B + З_б, (6.1)

де Е_Н - коефіцієнт дисконту;

К - капіталовкладення на спорудження підстанції;

В - щорічні витрати на амортизацію та обслуговування;

З_б - збиток від перерв електропостачання.

Капітальні витрати визначаються за формулою:

К = n_BС₀, (6.2)

де n_B - кількість вимикачів в схемі підстанції;

С₀ - вартість одного вимикача.

Рисунок 6.1- Варіант І схеми вузлової підстанції Городок (вузол 14) - одна секціонована система шин з обхідною з окремими секціонованим і обхідним вимикачами

Рисунок 6.2 - Варіант ІІ схеми вузлової підстанції Городок (вузол 14) - одна секціонована система шин з обхідною з суміщеним секціонованим і обхідним вимикачем

У відповідності з (6.2) для варіантів підстанції (вузол 14) (рис.6.1 - 6.2) маємо:

К_І = 742 = 294 (тис. у.о.);

К_ІІ = 642 = 252 (тис. у.о.).

Щорічні витрати на амортизацію і обслуговування визначаються за формулою:

, ( 6.3)

де Р_а, Р_о - відрахування на амортизацію і обслуговування (для силового електрообладнання і розподільчих пристроїв до 150 кВ: Р_а = 18%, Р_о = 3%).

У відповідності з (6.3) для варіантів схеми вузлової підстанції (пункт 9) маємо:

(тис. у.о.);

(тис. у.о.).

У відповідності з (6.1) щорічні приведені витрати для варіантів схеми підстанції вузла 14:

З_І = (0.12 294 + 61.74)8. = 776.16 (тис.грн.);

З_ІІ = (0.12 252 + 52.92)8. = 665.28 (тис.грн.).

6.2 Вибір оптимальної схеми вузлової підстанції з врахуванням надійності

Розрахунок надійності схем розподільчих пристроїв (РП) полягає у визначенні математичних очікувань кількості відключень елементів (ліній, трансформаторів, генераторів), що комутуються в РП, та розділення РП на електрично непов'язані частини, а також тривалостей вимушеного простою елементів, що відключились або роботи з розділенням РП внаслідок відмов як вимикачів РП, так і самих комутуючих елементів в нормальному та ремонтному режимах РП.

Показники надійності визначаються формалізованим методом, що має назву табличного методу В.Д. Тарівердієва. Вихідними даними для розрахунку є параметри потоку раптових відмов вимикачів РП та елементів, що комутуються в РП, _і (1/рік), час поновлення вимикачів Т_В (год.), періодичність m (1/рік), та тривалість планових ремонтів Т_П (год.), а також час, необхідний для виявлення вимикача, що відмовив, Т₀ (год.), та час для відключення (включення) роз'єднувача Т_Р (год.).

В даному випадку розрахунок надійності виконується для двох варіантів схеми вузлової підстанції (пункт 14) (рис. 6.1 - 6.2).

Розрахунок ведеться по формі табл. 6.1, де в лівому стовпці виписані елементи і наслідки відмов, які розглядаються і відповідні параметри потоку відмов, а у верхній стрічці - вимикачі, що ремонтуються та відповідні коефіцієнти режимів роботи РП - К_j, які в даному випадку знаходяться як К_j = К_П = 6.510^-3 (відн.од.).

Нормальному режиму роботи РП приписується номер 0; коефіцієнт нормального режиму дорівнює:

К₀ = 1 - nK_j, (6.4)

де n - кількість вимикачів в РП.

У відповідності з (6.4) для варіантів схеми вузлової підстанції маємо:

Для І варіанту:

К^І₀ = 1 - 76.510^-3 = 0.954.

Для ІІ варіанту:

К^ІІ₀ = 1 - 66.510^-3 = 0.961.

Для кожного сполучення i, j виконується оцінка наслідків відмов i-го елементу у j-му режимі, а саме, знаходяться елементи, що відключаються, та розділення РП на електрично не зв'язані частини. Далі розраховується математичне очікування такої відмови: _i,j = _іК_j. Наприклад: _i,j = 0.186.510^-3 = 1.1710^-4 1/рік.

Час планового простою вимикача, що відмовив, та вимикача, який знаходиться в плановому ремонті визначається за формулою:

Т_В2;П1 = Т_В2 - (Т_В2)²/2Т_П1,

де Т_П1 = Кj/_П = 6.510^-3/2 = 0.0033;

Тоді Т_В2П1 = 2.810^-3 - (2.810^-3)²/20.0033 = 1.59410^-3.

Якщо скласти разом математичне очікування відмов, то можна зробити за формою таблиці 6.3 - 6.4 вибірку, що характеризує надійність роботи РП, яка розглядається.

Збиток від перерв електропостачання розраховується за наступною формулою:

З_б = Т_нбу₀РК_В, (6.5)

де у₀ = 7 (грн./кВтгод.).

Відповідно до (6.5) збитки від перерви електропостачання для варіантів схем вузлової підстанції будуть мати такі значення:

Зб_І = 52007((21.87+11.894) 10³ 2.639868 10^-6 + +6.248 10³ 2.355576 10^-6)) = 3780 (грн.);

Зб_ІІ = 52007((21.87+11.894) 10³ 3.675354 10^-6 + +6.248 10³ 1.752315 10^-6)) = 4925 (грн.).

Щорічні витрати на спорудження варіантів схем вузлової підстанції визначаються за формулою (6.1):

З_І = 776.16 + 3.780 = 779.94 (тис.грн.);

З_ІІ = 665.28+ 4.925 = 670.205(тис.грн.).

Як видно з результатів розрахунку, вплив складової збитків від перерв електропостачання споживачів є досить незначним. Таким чином виходячи з розрахованих приведених витрат для вузлової підстанції (вузол 14) обираємо варіант ІІ схеми (рисунок 6.2) - одна секціонована система шин з обхідною з суміщеним секціонованим і обхідним вимикачем.

Таблиця 6.1 - Показники надійності елементів схеми РП вузлової підстанції (варіант І)

№ відмов елементів	Елемент, що відмовив	Параметр потоку відмов j,	Елементи, що відключаються, математичне сподівання кількості відмов та тривалість відновлення при ремонті елементу та коефіцієнті режиму Кj
			К0 = 0.954	В1 6.510-3	В2 6.510-3	В3 6.510-3	В4 6.510-3	В5 6.510-3	В6 6.510-3	В7 6.510-3
			Для порядкового номеру режиму Кj
			0	1	2	3	4	5	6	7
1	В1	0.018	Л1,Л2,Т1 0.5 0.017172	-	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л2,Т1- 0.5, Л1-14, 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4
2	В2	0.006	-	Л2,Т1- 0.5, Л1- 14 3.910-5	-	Л1,Т1- 0.5, Л2- 14 1.1710-4	Т2-0.5 Л3- 14 3.910-5	-	Л1,Л2-0.5, Т1-14 3.910-5	Л3-0.5, Т2-14 3.910-5
3	В3	0.018	Л1,Л2,Т1 0.5 0.017172	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Т1- 0.5, Л2 -14 3.910-5	-	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4	Л1,Л2,Т1 0.5 1.1710-4
4	В4	0.018	Л3,Т2 0.5 0.017172	Л3,Т2 0.5 1.1710-4	Л3,Т2 0.5 1.1710-4	Т2-0.5 Л3- 14 1.1710-4	-	Л3,Т2 0.5 1.1710-4	Л3,Т2 0.5 1.1710-4	Л3,Т2 0.5 1.1710-4
5	В5	0.006	-	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	-	Л3,Т2 0.5 3.910-5	-	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	Л3,Т2 0.5 3.910-5
6	В6	0.006	Л1,Л2,Т1 0.5 0.005724	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	Л1,Л2-0.5 Т1-14 3.910-5	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5	-	Л1,Л2,Т1 0.5 3.910-5
7	В7	0.006	Л3,Т2 0.5 0.005724	Л3,Т2 0.5 3.910-5	Л3,Т2 0.5 3.910-5	Л3-0.5 Т2- 14 3.910-5	Л3,Т2 0.5 3.910-5	Л3,Т2 0.5 3.910-5	Л3,Т2 0.5 3.910-5	-

Таблиця 6.2 - Показники надійності елементів схеми РП вузлової підстанції (варіант ІІ)

№ відмов елементів	Елемент, що від мовив	Параметр потоку відмов j,	Елементи, що відключаються, математичне сподівання кількості відмов та тривалість відновлення при ремонті елементу та коефіцієнті режиму Кj
			К0 = 0.961	В1 6.510-3	В2 6.510-3	В3 6.510-3	В4 6.510-3	В5 6.510-3	В6 6.510-3
			Для порядкового номеру режиму Кj
			0	1	2	3	4	5	6
1	В1	0.018	Л1,Л2,Т1 0.5 0.017298	-	Л2,Т1-0.5 Л1-14 1.1710-4	Л2,Т1- 0.5, Л1-14 1.1710-4	Л2,Т1-0.5 Л1-14 1.1710-4	Л2,Т1-0.5 Л1-14 1.1710-4	Л2,Т1-0.5 Л1-14 1.1710-4
2	В2	0.006	Л1,Л2,Т1- 0.5 Л3,Т2-0.5 0.005766	Л2,Т1- 0.5, Л1-14 3.910-5	-	Л1,Т1-0.5 Л2-14 1.1710-4	Т2-0.5 Л3-14 3.910-5	Л1,Л2-0.5, Т1-14 3.910-5	Л3-0.5 Т2-14 3.910-5
3	В3	0.018	Л1,Л2,Т1 0.5 0.017298	Л1,Т1-0.5 Л2-14 1.1710-4	Л1,Т1- 0.5, Л2-14 3.910-5	-	Л1,Т1-0.5 Л2-14 1.1710-4	Л1,Т1-0.5 Л2-14 1.1710-4	Л1,Т1-0.5 Л2-14 1.1710-4
4	В4	0.018	Л3,Т2 0.5 0.017298	Т2-0.5 Л3-14 1.1710-4	Т2-0.5 Л3-14 1.1710-4	Т2-0.5 Л3-14 1.1710-4	-	Т2-0.5 Л3-14 1.1710-4	Т2-0.5 Л3-14 1.1710-4
5	В5	0.006	Л1,Л2,Т1 0.5 0.005766	Л1,Л2- 0.5, Т1-14 3.910-5	Л1,Л2- 0.5, Т1-14 3.910-5	Л1,Л2- 0.5, Т1-14 3.910-5	Л1,Л2- 0.5, Т1-14 3.910-5	-	Л1,Л2- 0.5, Т1-14, 3.910-5
6	В6	0.006	Л3,Т2 0.5 0.005766	Л3- 0.5, Т2-14 3.910-5	Л3- 0.5, Т2-14 3.910-5	Л3- 0.5, Т2-14 3.910-5	Л3- 0.5, Т2-14 3.910-5	Л3- 0.5, Т2-14 3.910-5	-

Таблиця 6.3 - Вибірка характеристик надійності варіанту І схеми вузлової підстанції

Таблиця 6.4 - Вибірка характеристик надійності варіанту ІІ схеми вузлової підстанції

Примітка: для розрахунку перетікання потужності по лініям схеми були використані вхідні дані для проведення аналізу нормального режиму вхідної схеми після корекції (Додаток Е).

Після розрахунків у попередніх розділах, потрібно визначити баланс потужностей для схеми розвитку, що і зробимо у наступному розділі.

7. ОЦІНКА БАЛАНСУ ПОТУЖНОСТЕЙ ДЛЯ СХЕМИ РОЗВИТКУ

ЕЕС є динамічною системою, в якій має місце жорсткий зв'язок між величиною спожитої та виробленої електроенергії. В ЕЕС практично відсутні накопичувачі активної потужності, звідси випливає, що джерело активної потужності в будь-який момент часу усталеного режиму повинно віддавати в систему стільки електроенергії, скільки в даний момент потребують всі споживачі з урахуванням втрат при передачі, тобто баланс активних потужностей при незмінній частоті f=f_ном записуємо так: