Аналіз існуючої мережі щодо можливості її розвитку 5 страница


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

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

Таблиця 4.5 – Розрахунок кошторису постійної частини витрат (ПЧВ)

Найм. ПЧВ	Позначення	К-ть од.	k₀ т.у.о/од	К_ПЧВ
т.у.о.	т.грн
Функціональна	К_ПЧВ				4123,6
			8326,5
Всього:		12450,1
Проектована	К_ПЧВ.пр				3330,6

Балансову вартість К_балрозрахуємо за формулою:

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

Результати розрахунку балансової вартості наведено в табл. 4.6.

Таблиця 4.6 – Розрахунок балансової вартості

Найм. кап. вкл.	Позначення	Величина, т.грн	k _зн, у.о.	К_бал, т.грн
Функціон. ЛЕП	К_л	13397,12	0,35	4688,99
Проект. ЛЕП	К_л.пр	1797,31		1797,31
Всього:	6486,3
Функціон. обл.	К_об	19393,12	0,5	9696,56
Проект. обл.	К_об_.пр	3457,92		3457,92
Всього:	13154,48
Функціон. ПЧВ.	К_ПЧВ	12450,10	0,5	6225,05
Проект. ПЧВ.	К_ПЧВ.пр	3330,6		3330,6
Всього:	9555,65

Результати розрахунку постійних витрат наведені в табл. 4.7.

Таблиця 4.7 – Кошторис постійних витрат

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

До кошторису витрат входять:

- постійні витрти (табл.4.7);

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

- інші витрати (15% від постійних витрат);

- вартість втраченої електроенергії.

Кошторис щорічних витрат навдений у табл.4.8.

Таблиця 4.8 – Кошторис щорічних витрат на експлуатацію мережі

Найменування витрат	Визначення	Величина витрат, т. грн / рік
Постійні	И_пост	3049,27
Оплата праці та соціальні виплати	И_от	762,32
Інші розходи	И_ін	457,39
Вартість втраченої електроенергії	И_е= Ц_c · Δ W	0.68616·9599 = 6586,45
Всього:	10855,43

Собівартість передачі дорівнює:

грн/МВт·год.

4.4 Аналіз режимів роботи електричної мережі

4.4.1 Коефіцієнт корисної дії та коефіцієнт технологічних витрат

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

та за енергією (середній):

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

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

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

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

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

S₂ – повна сумарна потужність споживачів з урахуванням компенсації реактивної потужності в розмірі Q _{КУ.ном.Σ} (Р ₂ та (Q ₂ - Q _{КУ.ном.Σ}) – з табл. Б.9):

Результати розрахунків втрат потужності заносимо в табл. 4.9.

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

Таблиця 4.9 – Склад втрат потужності в елементах мережі

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

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

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

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

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

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

F _ст – стандартний перетин проводу на ділянці мережі, що розглядається.

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

Таблиця 4.10 – Щільності струму в ЛЕП після реконструкції мережі

Найменування ділянки	I _р, А	n _к	F _ст мм²	j А/мм²
ДЖ-ВП	331,4			0,69

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

4.4.5 Відхилення фактичної напруги U _2ф на шинах вторинної напруги споживчих підстанцій від заданої бажаної U _2ж оцінюється для всіх розрахункових режимів: максимальних та мінімальних навантажень, можливих післяаварійних режимів. Дані про U _2ф та номери стандартних відгалужень n _отв.ст приймаються за відповідними даними розрахунків на ПЕОМ, U _2фна РП обчислюється за розрахованими на ПЕОМ коефіцієнтами трансформації та U ₂ на ВП, приведеною до сторони ВН (табл. Б.7, Б.10, Б.11, Б.13, Б.16, Б.17, Б.19, Б.22, Б.23).

Різниця між бажаною та фактичною напругою розраховується за формулою:

Результати розрахунків наведені в табл. 4.11.

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

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

Таблиця 4.11 – Напруга на шинах 10 кВ СПС

Параметри	Найменування вузлів
А (ВП)	Б	В	Г	Д	Е	Ж	К
U₁_ном, кВ
Режим максимальних навантажень
U ₂_б, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
U _2ф, кВ	10,76	10,48	10,44	10,47	10,44	10,56	10,45	10,49
δ U, %	2,416	-0,191	-0,575	-0,287	-0,575	0,568	-0,478	-0,095
n _{відг.ст}
Режим мінімальних навантажень
U ₂_б, кВ	10,1		10,3	10,3			10,3	10,2
U _2ф, кВ	10,93	10,03	10,3	10,31	10,01	9,96	10,32	10,23
δ U, %	7,594	0,299		0,097	0,100	-0,402	0,194	0,293
n _{відг.ст}
Післяаварійний режим радіально-магістральної схеми
U ₂_б, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
U _2ф, кВ	10,71	10,42	10,48	10,55	10,5	10,53	10,5	10,43
δ U, %	1,961	-0,768	-0,191	0,474		0,285		-0,671
n _{відг.ст}

4.5 Рекомендації щодо покращення режимів

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

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

ВИСНОВКИ

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

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

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

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

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

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

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

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

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

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

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

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

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

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

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

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

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

Додаток А