Електротехнічні системи електроспоживання

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти України

Криворізький технічний університет

Кафедра електропостачання та ресурсозбереження

Методичні вказівки

до курсового проекту

по дисципліні

«Електричні системи і мережі»

для студентів спеціальності 6.090603

«Електротехнічні системи електроспоживання»

Кривий Ріг 2010

Укладач : ст. викладач Р.О. Пархоменко

Рецензент: доцент, к.т.н. Е.С. Гузов

Відповідальний за випуск: Щокін В.П., канд. техн. наук, доц.

УДК 621.311.1(074)

Методичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні системи та мережі» ( для студентів спеціальності 6.090603 ) / Уклад.: Р.О.Пархоменко. - Кривий Ріг : КТУ , 2008.

Містить техніко - економічні розрахунки варіантів схем електричної мережі гірничопромислового району та основних режимів роботи електричної мережі.

ВВЕДЕННЯ

Курсовий проект виконується з метою поглиблення знаннь з дисципліні «Електричні системи та мережі» та придбання практичних навичок в проектуванні районних електричних мереж.

Зміст курсового проекту є розробкою технічного проекту електричної мережі гірничопромислового району.

Коротка характеристика гірничопромислового району

Для підключення навантажень промислового району передбачено п'ять знижуючих підстанцій споживачів ПС 1 - 5 . Споживачі пунктів прийому електричної енергії головним чином відносяться до до крупних гірничорудних підприємств - гірничо-збагачувальним комбінатам (ГЗК) та рудникам. В склад ГЗКу входять енергоємні виробництва: кар'єри для видобутку руди; рудопідготовчі (дробарні, дробарно - сортувальні), збагачувальні та ошматувальні (агломераційні і окомковальні ) фабрики; енергетичні об'єкти (для водопостачання та хвостового господарства потужні насосні та пульпонасосні станції, для теплопостачання теплові станції та котельні); тягові знижуючі підстанції змінного однофазного струму промислової частоти 10 кВ або постійного струму 1,65 кВ для електропостачання електрифікованих залізничних доріг кар'єрного транспорту; допоміжні об'єкти.

В склад рудника входять шахти для підземного видобутку руди та потужні стационарні ( під'ємні, вентиляторні, компресорні та водовідливні ) устаткування.

Від вказаних пунктів передбачається також живлення інших ( сторонніх ) промислових, комунально - побутових та сльськогосподарських споживачів в довколишній терріторії району.

В відповідності до схеми розвитку району джерелами живлення проектуємої мережі прийнято шини потужних опорних районих підстанцій (РПС), які входять до складу крупної енергетичної мережі.

В методичних вказівках передбачено 30 варіантів завдання, номер якого обирається по списку групи.

В завданні на курсовий проект (Додаток 1) позначені наступні вихідні дані:

а) координати розташування джерел живлення (РПС) та пунктів прийому електроенергії (ПС 1 - 5) на місцевості задані на малюнку ІІІ, а масштаб ситуаційного плану - в табл. ІІІ;

б) дані про споживачів: значення максимальних розрахункових навантажень Рmax, cos та номінальні напруги на стороні НН та СН трансформаторів споживачів; склад споживачів по вимагаємої надійності електропостачання - споживачі ГЗКів відносяться переважно до ІІ, частково - до І категорії; споживачі рудників - до 50 % навантаження до І категорії, решта переважно до ІІ категорії.

Для всіх пунктів споживання Тmax передбачається однаковим , відношення Smin / Smax приведено в завданні;

в) відомості про джерела живлення: центрами живлення електроенергією є дві РПС енергосистеми з автотрансформаторами та напругою 330/110(150) кВ, що містять розподільчі устаткування (РУ) відповідно 110(150) та 330 кВ; вказані робочі рівні напруги на шинах РПС в нормальному та післяаварійному режимах при максимальних навантаженнях;

г) відомості про кліматичні умови району.

Зміст та оформлення проекту

В проекті повинні бути розроблені наступні основні питання:

1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ І СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ.

1.1. Вибір номінальної напруги мережі.

1.2. Принципи побудови електричної мережі.

1.3. Складання схем електричної мережі району.

1.4. Попереднє порівняння варіантів мережі по натуральним показникам.

1.5. Обгрунтування необхідності місця розташування ЦРП.

2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ.

2.1. Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району.

2.2. Наближене визначення приведених навантажень підстанцій.

2.3. Наближений розрахунок потокорозподілу.

2.4. Вибір перетинів та марок дротів на ділянках мережі.

2.5. Розрахунок втрат потужності та електроенергії.

3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ТА ВИБІР КІНЦЕВОЇ СХЕМИ МЕРЕЖІ.

3.1. Техніко - економічні розрахункки.

3.2. Опис роботи схеми в аварійних режимах.

4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ. ВИБІР І РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ В МЕРЕЖІ.

5. РОЗРАХУНКИ РОБОЧИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

5.1. Складання розрахункових схем.

5.2. Визначення приведених та розрахункових навантажень підстанцій.

5.3. Визначення потокорозподілу в мережі.

5.4. Розрахунок рівней напруги в вузлах мережі.

5.5. Розрахунок нормальних режимів при мінімальних навантаженнях та післяаварійних режимів.

5.6. Виконання розрахунків електричної мережі на ЕОМ.

6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ В МЕРЕЖІ.

7. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНІКО - ЕКОНОМІЧНИХ

ПОКАЗНИКІВ СПРОЕКТОВАНОЇ МЕРЕЖІ.

8. ТЕМИ ПОГЛИБЛЕНОГО ВІДПРАЦЮВАННЯ.

Оформлення курсового проекту вказано в додатку 2.

1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ ТА СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ

1.1.Вибір номінальної напруги мережі

Це найважливіший етап проектування електричноі мережі, тому що від правильного вибору номінальної напруги залежать економічні показники (капітальні витрати, експлуатаційні витрати) і технічні характеристики мережі. електрична мережа потужність навантаження

Номінальні напруги електричних мереж встановлені діючим стандартом. Напруга проектуємої живлячої мережі звичайно обумовлена технічними умовами енергосистеми та можливістю кільцювання з існуючою мережею району. В об'єднаній енергетичній системі (ОЕС) України знайшла використання система напруг 110(150)-330-750кВ.Напруга 110 кВ призначена для розподілювальних мереж енергосистем і електропостачання промислових підприємств та вузлів.

Напруга 150 кВ призначена для мереж, виконуючих ті самі функції, що й мережа 110 кВ, але мережі 150 кВ отримали розповсюдження лише в системі Дніпроенерго, де зосереджені основні гірничорудні підприємства Украіни ,та в ряді примикаючих до неї сусідніх енергосистем. Тому використання цієї напруги дозволяється для розвитку існуючих мереж у вказаному районі.

Орієнтоване значення найвигіднішої напруги для всієі шкали номінальних напруг змінного струму 35-1150 кВ може бути попередньо визначено за емпіричним виразом

U= (1)

де L-довжина лінії, км; Р-передаваєма активна потужність, МВт.

На основі досліду проектування електричних мереж вибір напруги може бути проведнено по даним, приведеним в таблиці 1.

Таблиця 1. Залежність напруги від параметрів передачі.

Номінальна напруга, кВ	Потужність навантаження на один ланцюг, МВт	Відстань передачі або довжина ліній, км
35	5 - 20	5 - 20
110	15 - 60	50 - 100
150	50 - 100	75 - 150
220	150 - 300	150 -300

Приведені орієнтовні оцінювання величини найвигіднішої напруги мережі дозволяє намітити орієнтовне число можливих номінальних напруг для подальшого порівняння.

Для вибора потрібно визначити Р та L . Довжина ділянки мережі визначається по виразу

, (2)

де - коефіцієнт нелінійності траси, ; - масштаб, км/мм; - довжина на малюнку ІІІ, Додаток І, мм.

Сумарна розрахункова потужність навантаження району може бути визначена за формулами:

активна =; (3)

реактивна ; (4)

повна (5)

де , - розрахункові навантаження споживачів району;

Ку.м. - коефіцієнт участі споживачів у створені максимуму навантаження енергосистеми, який приймається для районних підстанцій рівним Ку.м.=0.9-0.95;

, -втрати активної і реактивної потужності в лініях районноі мережі та трансформаторах підстанцій споживачів.

До вибору ліній і трансформаторів при попередніх розрахунках проводиться приблизна оцінка втрат потужності. При цьому в мережах 110(150) кВ вони можуть бути прийняті(?Р в % від ?Рі; ?Q в % від ?Qі): в ПЛ - 3 для активних і 4-6 для реактивних втрат; в трансформаторах - 2 для активних і 8-12 для реактивних втрат. Потужність генеруєма ПЛ (одноланцюговими) може оцінюватися наступним чином: для мереж 110 кВ - 30 кВАр/км, для мереж 150 кВ - 50-55 кВАр/км.

1.2 Принципи побудови електричної мережі

Вибір схеми електричної мережі включає: вибір схеми побудови, вибір схеми з'єднання і вибір схем комутації (з'єднання обладнання) підстанцій. Під першим розуміється вибір числа ступенів трансформації, рівня надійності електропостачання і т.п.; під другим - вибір напрямку зв'язку (схем з'єднання ліній) між окремими підстанціями (граф мережі); під третім - злагодженість принципових схем підстанцій зі схемами з'єднання ліній.

Загальною тенденцією побудови схем є використання глибоких вводів, зведення до мінімуму кількості мережених ланок і ступенів трансформації.

Побудова (вибір схем з'єднання) електричних мереж району повинен проводитися в залежності від таких факторів: характеру споживачів і співвідношення навантажень окремих ПС, взаємного розташування (відстані) пунктів споживання і центрів живлення (ДЖ), кількості ПС і РПС , їх технічних параметрів. Намічені схеми і конфігурація проектуємої мережі повинні бути простіші і в той же час задовольняти пред'явленим до них вимогам надійності в відповідності з категорією приєднаних споживачів, забезпечення електричної енергії у споживачів в відповідності з ДГСТом; зручність експлуатації і можливість подальшого розвитку мережі, економічності, безпеки.

Побудова електричної мережі включає вибір їх конфігурації (схем з'єднання ліній). В процесі проектування встановлюється найбільш цілеспрямована конфігурація електричної мережі, яка передбачає отримання електроенергії навантаженнями за найменшою відстанню. Основою раціональної побудови мережі є використання простих типів конфігурації. Основними видами конфігурації електричної мережі є: розімкнуті мережі (енергія подається з однієї сторони) -радіальні і магістральні, нерезервовані і резервовані; замкнуті прості мережі , в яких приєднанні до них навантаження живляться з двох сторін, - кільцеві, петльові, з двохстороннім живленням (з двома пунктами живлення на кінцях).

Розімкнуту та замкнуту мережу можна виконати різними схемами, які володіють різними властивостями і техніко-економічними показниками.

Для живлення з переважаючими навантаженнями I і II категорії використовують резервовані схеми мереж, які забезпечують живлення споживачів не менш як від двох незалежних джерел живлення (різних РПС, секцій(систем) шин однієї РПС і т.п.). З різних типів конфігурацій мереж для розподілення електроенергії в середині розвинутих промислових районів з споживачами такої категорії можуть розглядатися: різні варіанти найбільш простих радіальних і магістральних розімкнутих мереж з резервуванням -подвійних схем за рахунок дублювання лінії(на одній або різних опорах), тобто прокладання до однієї підстанції двох ліній, при цьому нормально лінії і трансформатори працюють окремо, кожний ланцюг живить своє навантаження; прості замкнуті мережі, які опираються на два ДЖ - для надійного живлення відповідальних споживачів, нетерплячих довгих перерв в електропостачанні.

До переваг радіальних і магістральних подвійних мереж відноситься забезпечення резервування живлення споживачів, можливість приключення окремих ліній до різних шин ДЖ, простота релейного захисту, наглядність схеми, можливість приєднання підстанцій за простішими схемами, рівномірне завантаження обох ЛЕП, що відповідає мінімуму втрат.

Недоліками розімкнутих резервованих схем мережі є :

1) відносно великі втрати потужності і енергії в мережі в порівнянні з втратами в замкнутих мережах, оскільки розподілення потужності в розімкнутій мережі є вимушеним і визначається навантаженнями споживачів і умовами балансу потужності в вузлах;

2) значна вартість мережі в наслідок великого запасу за пропускною здібністю мережі, яку використовують лише в післяаварійних режимах роботи;

3) наявність, хоча б і недовгої, перерви в електропостачанні, що небажано для відповідальних споживачів окремих підприємств, для яких мінімально допустимий час перерв, не викликаючи великих збитків, вельми малий(То1 с).

Радіальні мережі ефективні при невеликих відстанях від споживачів до ДЖ і високих рівнях навантаження. Схеми з магістральними лініями використовують при декількох підстанціях, розташованих в одному напрямку; при цьому кількість відпаєчних підстанцій, підключаємих до лінії, залежить від навантаження і відповідальності споживачів. В разі масового відключення електроприймачів на всіх підстанціях не рекомендується приєднувати до однієї магістральної лінії більше двох-трьох підстанцій.

Конфігурації простих замкнутих резервованих мереж (в тому числі з двохстороннім живленням) в порівнянні з розімкнутими володіють перевагами і кращими показниками: більш високою надійністю електропостачання споживачів (практично може бути безперервним), оскільки на виході одного із ДЖ все навантаження може продовжувати живлення від другого ДЖ; більшою гнучкістю праці, що виражається в кращому пристосуванні до роботи при різних режимах їх експлуатації, великою пропускною здатністю, можливість обхвату території мережами, створення «шин» між двома ДЖ для приєднання в разі необхідності нових підстанцій, тобто можливістю використання конфігурації довгий час без перетворення; зменшенням сумарної довжини ПЛ в порівнянні з приєднанням кожної підстанції «за найменшим шляхом»; можливістю приєднання підстанцій за спрощеними схемами; економічністю роботи внаслідок менших втрат потужності і енергії (при рівності напруг ДЖ), ніж в розімкнутих мережах; внаслідок дійсного перерозподілу потужностей (втрати потужності в замкнутій однорідній мережі мінімальні).

Недоліки цієї конфігурації: пропускна здібність кожної головної дільниці і потужність ДЖ повинні бути розраховані на повне навантаження всієї мережі; ймовірність неекономічного потокорозподілення при паралельній роботі мереж з різними напругами ДЖ.

Схема електричних з'єднань підстанцій

При виконанні курсового проекту питання вибору схем ПС розглядаються лише у зв'язку з наміченою схемою мережі. Cхеми ПС (мал.1) вибираються в залежності від призначення (тупікові, відгалуженні, прохідні в тому числі транзитні) і числа приєднань (ліній і трансформаторів) .

Мал.1.Основні типи приєднання підстанцій до мережі:

а -тупікова з двома ПЛ, з одним ДЖ; б -відгалуженні від двох ПЛ з одним ДЖ; в - відгалуженні від двох ПЛ з двохстороннім живленням; г -прохідна, приєднана шляхом заходу чотирьох ПЛ.



Рис.2.Типові схеми РУ 35-330 кВ підстанцій

Схема електричних з'єднань ПС повинна забезпечити надійне електропостачання споживачів і надійний транзит потужності через підстанцію в нормальних, ремонтних та післяаварійних режимах. Головні схеми електричних з'єднань підстанцій вибирають з використанням типових схем РУ[2,6]. В мережах 35-220 кВ широко використовують підстанції, виконанні за простими схемами з мінімальною кількістю обладнання (без вимикачів або з обмеженим числом вимикачів) на первинній напрузі (на стороні ВН).

При радіальних і магістральних схемах на тупікових і відгалужених підстанціях 110(150)кВ, що живляться по двом лініям, використовують схему для збірних шин і вимикачів на первинній напрузі - два блоки "лінія -трансформатор" з встановленням відокремлювачів та короткозамикачів в ланцюгах трансформаторів і неавтоматичною ремонтною перемичкою (два послідовно ввімкнених роз'єднувача) зі сторони живлячих ліній між ними(мал.2,а). В нормальному режимі перемичка розімкнута.

На прохідних підстанціях 110-220 кВ (при транзиті потужності або двохсторонньому живленні) використовують схеми зі збірними шинами з метою забезпечення зв'язку, необхідного для енергосистеми. При цьому для секціювання живлячих ліній використовують схеми з двома несекційними (рідше) або секційними вимикачами (рідше роз'єднувачами) робочими системами збірних шин. При цьому можливе різне з'єднання трансформаторів: в їх ланцюгах передбачують роз'єднувачі та відокремлювачі (мал.2,в) або вимикачі (мал.2,г). В схемі мал.2,в при пошкодженні трансформатор буде відключатися відокремлювачем (у безструмову паузу), а транзит потужності автоматично буде відновлюватися. В схемі мал.2,г при пошкодженні трансформатора не порушається живлення всіх інших підстанцій, зв'язаних з цими лініями.

Одна із типових схем РПС з автотрансформаторами і РУ з двома несекційованими системами шин і обхідною, а також схема ввімкнення ПЛ районної мережі до шин СН РПС зображена на мал.2,д.

Схеми побудови електричних мереж району з гірничорудними підприємствами.

При проектуванні електричних мереж різних галузей крім загальних принципів слід враховувати конкретні умови. Властивості району великих гірничорудних підприємств, які формують вимоги до побудови електричної мережі, зводяться до наступного: переважають споживачі 1 та 2 категорій за надійністю електропостачання; за умовами технологічного процесу поточного виробництва рудопереробних, збагачувальних і окускованих виробництв навіть короткочасна перерва приводить до припинення виробництва і значних збитків; живлення відбувається за двох ланцюговими ПЛ від однієї або двох РПС; концентрація промислових комплексів з енергоємними підприємствами на порівняно невеликій території, що приводить до створення великих навантажувальних вузлів, великої густини навантажень і з відносно короткими лініями 110(150) кВ.

Використовуються наступні основні схеми мережі гірничопромислового району.

А.Схеми розімкнутих мереж.

1. Електропостачання ПС споживачів району відбувається від РПС 330/110(150) кВ енергосистеми за магістральною схемою двохланцюговими лініями 110(150) кВ, до кожної з яких на відгалуженнях приєднуються декілька відгалужених ПС 110(150)/6-10-35 кВ з встановленням 2-6 трансформаторів; окремі споживацькі підстанції, значно віддаленні від промплощадки підприємств і які знаходяться ближче до РПС, підключаються відповідно до шин останніх самостійними радіальними двохланцюговими лініями (мал.2.а); для підстанцій приєднаних на відгалуженнях або живлючихся за двохланцюговими тупіковими ПЛ, використовується типова схема електричних з'єднань блок “лінія -трансформатор'' (мал.1.а).

2. Електропостачання району здійснюється за радіальною схемою, коли кожна ПС підключається до РПС самостійною двохланцюговою ПЛ, яка дозволяє в перспективі виконувати підключення до ліній додаткових ПС (мал.3.б).

Б. Схеми простих замкнутих мереж.

1. Електропостачання ПС району передбачається від двох опорних РПС; для прийому напруги, зв'язку між РПС і об'єднання їх на паралельну роботу одна із споживацьких підстанцій виконується прохідною без розвитого РУ ВН зі своїми трансформаторами і приєднується до мережі шляхом заходу двох самостійних двохланцюгових ліній від кожної РПС; в залежності від вимог енергосистеми секційні вимикачі ввімкненні або відключенні (в останньому випадку схема представляє дві розімкнуті мережі); підключення трансформаторів на всіх останніх ПС здійснюється за спрощеною схемою через відокремлювачі та короткозамикачі відгалуженнями до обох ланцюгів сквозної двохланцюгової ПЛ між двома РПС(мал.3.в).

2. Схема аналогічна попередній, але для підвищення надійності і секціювання мережі передбачається встановлення на стороні ВН усіх ПС секціонованих вимикачів (мал.3.г); така схема в практиці не реалізована, але може бути розглянута в проекті з врахуванням її переваг і недоліків (вартість і надійність вимикача, складність забезпечення релейного захисту лінії з великою кількістю відгалужень до ПС з трансформаторами значної потужності (63 МВА)).

3. Електропостачання підстанцій району здійснюється двохланцюговою ПЛ з двохстороннім живленням, при цьому дві підстанції для прийому напруги і зв'язку між РПС виконують прохідними без розвитого РУ ВН зі своїми трансформаторами, а підключення трансформаторів на всіх останніх ПС виконується до двохстороннєживлячої замкнутої подвійної кільцевої мережі; при цьому один із трансформаторів ПС живиться від одного, а інший -від другого РПС (мал.3,г); в нормальному режимі на ПС один із роз'єднувачів в секційних перемичках відключен і трансформатори підключенні до двох розімкнутих мереж від різних РПС і живлючих ліній; при ремонтних роботах обидва трансформатори ПС живляться від одного РПС; у випадку необхідності мережа може бути замкнута.

4. Електропостачання району здійснюється від розподільчого пункту ВН з двохстороннім живленням, поєднаного з однією із споживацьких підстанцій (виконується у вигляді прохідної - транзитної центральної розподільчо-трансформаторної підстанції - ЦРП ) для прийому і розподілення електроенергії, де частина отриманої від енергосистеми електроенергії трансформується для живлення найближчого вузла навантаження, а решта енергії з шин ЦРП без трансформації розподіляється на тій же напрузі між рештою ПС району. В окремих випадках, коли деякі ПС розташовані поблизу ліній зв'язку РПС - ЦРП і відаленні від ЦРП, живлення цих ПС може бути більш цілеспрямовано здійснютись від цих ліній. Можливі підваріанти повинні бути співставленні техніко - економічними розрахунками.

ЦРП має розвинуте ОРУ ВН з двома секційними робочими системами збірних шин, від якого по радіальним, магістральним, комбінованим радіально - магістральним лініям живляться останні тупикові і відпаєчні ПС (мал.3.д). З метою здешевлення і збереження достатньо великої надійності живлення ЦРП передбачають з мінімальною кількістю вимикачів - тільки секційні і в ланцюгах живлячих ліній від РПС (або тільки перші).

У нормальному режимі секційні вимикачі увімкнені. Підключення до ЦРП ліній що відходять до інших ПС району можливо через роз'єднувачі або вимикачі, а живлючих ліній через роз'єднувачі або відокремлювані. Вибір способу підключення ліній провадиться на основі техніко-економічного розрахунку з урахуванням надійності (частота відмов), котра визначається питомою частотою відмов ПЛ, довжиною ліній що відходять та живлючих ліній, їх співвідношенням (для перших значно менше, ніж для других), частотою відмов вимикачів (значно більшою, ніж ПЛ) та їх вартості. Мережа з двостороннім живленням та ЦРП в порівнянні з розімкненою мережею та іншими варіантами простої замкнутої мережі забезпечують найбільш економічний режим роботи ліній зв'язку з енергосистемою та підвищують надійність енергозабезпечення за рахунок резервування можливості живлення споживачів при повному згасанні однієї з РПС або одночасному відключенні обох ланцюгів живлючою ПЛ (із-за механічних пошкоджень підпор, тросів, фазних проводів або виходу в ремонт двох ланцюгів).

1.3 Складання схем електричної мережі району

Різноманітність певних умов різних об'єктів району обумовлює різноманітність схем електричної мережі. Для електропостачання споживачів І та ІІ категорії мережа може бути виконана різноманітними конфігураціями та схемами з'єднань, кожна з яких володіє достоїнствами та недоліками: розімкненими (радіальними, магістральними, комбінованими), простими замкненими (з двостороннім живленням). При цьому в районі можуть заводитись декілька двох ланцюгових ПЛ, забезпечивши передачу всієї необхідної напруги як у нормальному, так і в після аварійному режимах роботи. Кожний з двох ланцюгів розраховується на повне навантаження.

Складання варіантів схем та топології проектуємої районної електричної мережі являється практично достатньо складною задачею варіаційного характеру. При декількох вузлах (приймальних ПС), розташованих безпосередньо у найбільш великих вузлів використання електроенергії, місце розташування яких відоме (вибране по іншим умовам) та декількох джерелах живлення (ДЖ) число можливих схем та конфігурацій електричної мережі може бути дуже великим. Тому задача забезпечення енергією заданих споживачів не має однозначного рішення.

Для скорочення обчислювальної роботи складають технічно припустимі найбільш доцільні варіанти, котрі отримуються на основі розглядання загальних принципів побудови, наявного досвіду проектування та мистецтва проектування. При цьому проектування електричних мереж ведеться шляхом порівняння декількох варіантів, кількість яких отримується кінцевим, але відносно великим.

Складання варіантів схеми мережі повинно підкорятися певній стратегії. По-перше, передача потужності від РПС до пунктів споживання повинна відбуватися по найбільш коротким трасам з забезпеченням необхідних вимог при постачанні найбільш віддалених пунктів. По-друге, слід починати розробку варіантів з найбільш простих схем - радіальних, маючи на увазі можливості спорудження ПС без вимикачів на боці ВН, хоча такі схеми характеризуються, як правило, найбільшою сумарною довжиною. Скорочення довжини ліній можливо при переході до магістральних та замкнутих мереж.

1.4 Попереднє порівняння варіантів мережі по натуральним показникам.

Порівняння варіантів мережі відбувається в два етапи. На першому етапі (в цьому розділі проекту) намічають 5-6 технічно доцільних конкурентоздатних варіантів схем мережі та порівнюють їх лише по основним натуральним кількісним показникам: сумарна довжина ліній (на протязі їх трас), кількості чарунок з вимикачами і т. п.

Довжини ліній визначаються з обліком не прямолінійності трас. Дійсна довжина ліній приймається на 5-15 (у середньому на 10) % більше довжини, виміряної по прямій лінії на плані району.

Для обчислення сумарної довжини дволанцюгових ліній еквівалентної по вартості оддноланланцюговим лініям, необхідно довжину одного ланцюга зменшити в 1,6 разів для обліку зменшення вартості дволанцюгової ПЛ в порівнянні з двома одноланцюговими.

При інших приблизно рівних показниках перевага повинна віддаватись тім варіантам, в яких електроенергія передається по найбільш коротким трасам від ДЖ до ПС та менш коштовного обладнання (вимикачів).

На першому етапі по попередній оцінці з 5-6 варіантів схем з подальшого розглядання виключаються ті, які недоцільні по своїм натуральним показникам і залишається для розрахунку обмежене число (2) найбільш раціональних варіантів з кращими натуральними показниками.

При цьому для подальшого розглядання і порівняння повинні бути відібрані варіанти принципово розрізнювальної конфігурації мережі: замкнених (з двостороннім живленням та ін.), розімкнених (радіально-магістральних), володіючих різними техніко-економічними показниками.

На другому етапі два відібраних варіанти піддають техніко-економічному порівнянню по приведеним витратам та вибирають варіант з мінімально приведеними витратами.

Також тут вказують, такі два варіанти мережі прийняті до подальшого розгляду і аналізу: варіант І - живлення споживачів району передбачується по схемі ............ ; варіант ІІ - живлення по схемі ............. . Кожен з двох відібраних варіантів повинен бути ретельно розроблений з вибором схем всіх ПС, оскільки в подальших пунктах проекту всі розрахунки проводять для них.

1.5 Обґрунтування необхідності і місця розміщення ЦРП в районній мережі.

В тих випадках., коли електрозабезпечення всіх або більшості ПС району доцільні від ЦРП, отримуючої живлення від двох РПС енергосистеми, необхідно обгрунтувати місце знаходження ЦРП.

Місце побудування ЦРП рекомендується вибирати в центрі електричних навантажень (ЦЕН), який характеризується координатами Х₀ і Y₀:

; ; (6)

де Р_і - навантаження споживачів (ПС) 1-5; X_і і Yі- координати розміщення ПС на плані району.

Щоб не збільшувати число підстанцій, ЦРП необхідно сполучити з найближчою до ЦЕН споживчої підстанцією ПС.

Вважається доцільним побудова ЦРП для живлення споживачів району, якщо відстань від РПС до ЦРП в три і більше разів перевищує середньовзвішану відстань від ЦРП до споживачів (ПС) району, котра може бути визначена по формулі:

 (7)

де Р_і - потужність і-го споживача (ПС), МВт; L_і - відстань від і-го споживача (ПС) до ЦРП, км.

2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ

2.1 Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району

Згідно стандарту трансформатори витримують на протязі не більше 5 діб перенавантаження в 1,4 номінальної потужності на час максимумів навантаження впродовж не більше 6 годин на добу. Тому при виборі одиничного навантаження трансформаторного обладнання на знижуючих підстанціях проектуємої мережі з урахуванням вказаного допустимого коефіцієнта перенавантаження і одним відключеним трансформатором на підстанціях використовують умови:

- для двохобмоточних трансформаторів

(8)

- для трьохобмоточних трансформаторів

(9)

Де n_T - кількість однотипних трансформаторів; n_T 2;

- розрахункове максимальне навантаження підстанції в нормальному і післяаварійному режимах;

- розрахункові максимальні повні потужності навантаження відповідно на стороні середньої і низької напруги трансформатора.

Первинний вибір потужності трансформаторів виконується за розрахунковими навантаженнями, а потім уточнюється після вибору компенсуючих приладів.

Вибір кількості трансформаторів залежить від необхідності в безпеці електрозабезпечення споживачів. На практиці проектування на підстанціях всіх категорій необхідна як правило установка двох трансформаторів. Якщо до складу навантаження підстанції входять споживачі I-ї категорії то число встановлених трансформаторів має бути не менше двох.

При існуючій шкалі номінальних потужностей трансформаторів можна значно знизити необхідну сумарну потужність на підстанціях при збільшенні кількості трансформаторів більше двох. Але, не зважаючи на це, капітальні витрати і експлуатаційні витрати вцілому на підстанціях одержують великими в наслідок зростання відносних витрат на 1 кВА з зменшенням одиничної потужності трансформатора. З врахуванням вище згаданого установка на підстанціях n_T > 2 використовується, втому числі, в тих випадках, коли на споживчих підстанціях за техніко-економічними міркуваннями доцільне використання двох середніх напруг; коли для покриття навантаження не досить граничної потужності двох трансформаторів за існуючою шкалою.

На великих фабриках окусковання гірничорудних підприємств необхідно використовувати два рівні напруги - 6 і 10 кВ. Це обумовлено випуском двигунів потужністю 3-5 МВт тягодуттєвих машин (димотягів) тільки на навантаження 10 кВ, на які в той же час не випускають двигуни потужністю менше 630 кВт. У вузлах навантаження необхідна також напруга 35 кВ. На первинну напругу 150 кВ за існуючою шкалою гранична потужність трансформатора 63 МВА .

Тому , крім двохтрансформаторних підстанцій, для зменшення числа ПС в вказаних випадках передбачає встановлення від 3 до 6 трансформаторів(в останньому випадку 4 двухобмоточних - по два з вторинною напругою відповідно 6 і 10 кВ і 2- трьохобмоточних з СН 35 кВ).

Для забезпечення допустимих нормованих відхилень рівень напруги у споживачів всі трансформатори ПС слід приймати з приладами регулювання напруги під навантаженням (РПН). Автоматичне регулювання здійснюється блоком автоматичного управління і приводом БАК РПН.

Результати розрахунків вибору кількості і потужності трансформаторів, необхідних для встановлення на всіх ПС, а також каталогові дані вибраних трансформаторів показані в таб.2.

Таблиця 2

Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

Підстанція	Smax, MBA	Sт.ном, МВА	nT	Каталогові дані трансформатора
				тип	відомості
1
2
3
4
5

Вибір автотрансформаторів на РПС.

На потужних вузлових РПС з вищою напругою U_вн 220 кВА, як правило, встановлюють автотрансформатори (АТ), які мають ряд переваг порівняно з трансформаторами ( менша маса, вартість і втрати енергії) при тій же потужності. На РПС, обладнаних АТ і живлячих на стороні СН великі промислові райони, має бути мінімум два АТ.

Відповідно до завдання на курсовий проект на РПС має бути АТ 330/110(150) кВ.

Вибір одиничного навантаження автотрансформаторів за умови (9) для трьохобмоточних трансформаторів. В якості навантаження на стороні середньої напруги (мал.4) S_с автотрансформаторів приймають сумарне навантаження всіх ліній мережі району, відходящих від шин СН АТ. Сумарне розрахункове навантаження споживачів району знаходяться з виразів (3)-(5).

З урахуванням сумарного розрахункового навантаження використовується установка на РПС не менше двох АТ відповідної потужності.

Вибір за умовою (9) необхідно також доповнити перевіркою за умовою

; (10)

Де - коефіцієнт вигідності ; =1-U_cн /U_вн ;

U_cн, U_вн - номінальна напруга обмоток середньої і високої напруги АТ, S_ат.н - номінальна потужність АТ ; S_{нн.н .} - номінальна потужність обмотки низької напруги (типова потужність S_тип ;_.) АТ; S_{нн.н . =} S_тип ;

Отримані значення і S_тип необхідно порівняти з каталожними даними, приведеними в . Каталожні дані вибраних АТ заносяться до таблиці, подібній табл.2.

2.2 Приблизне визначення приведених навантажень підстанцій

Для вибору перетинів дротів на ділянках мережі в кожному з двох розглядаємих варіантів необхідно виконати наближений розрахунок потокорозпреділення в режимі максимальних навантажень. З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення числа вузлів) кожна (двох- і більше) споживацька трансформаторна ПС може бути представлена одним вузлом, відповідним стороні високої напруги, шляхом приведення до цієї сторони навантаження S_max , заданого на шинах низької напруги (6-10кВ). При цьому генеровані лініями зарядні потужності не враховують.

Значення приведеного навантаження і-ї підстанції визначається за виразом

S_прив.і =S_max.і+S_т.і , (11)

де S_т.і - сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанції ;

S_т.і=P_т.і+JQ_т.і

Значення втрат активної потужності в трансформаторах невелике і в наближених розрахунках ними можна знехтувати, тобто прийняти P_т.і=0. Втрати реактивної потужності значні і їх необхідно враховувати, але для трансформаторів з U_н.вн =35-220кВ допустиме визначення їх наближено, прийнявши Q_т.і0,1S_max.і. Тоді приближене значення приведеного навантаження можна знайти за виразом

S_прив.іP_max.і +J(Q_т.і + 0,1S_max.і) . (12)

2.3. Наближений розрахунок потокорозподілення

Для економічного порівняння даних варіантів схем мережі з достатньою для практики точністю можна користуватися спрощеними методами розрахунку попереднього потокорозподілення (розподіли потоків потужності) в кожному з намічених варіантів. Такий розрахунок виконується при наступних припущеннях.

1. Втрати потужності на цьому етапі не враховують і в якості розрахункової приймається приведене навантаження підстанцій.

2. Напруги у всіх вузлах (точках) мережі приймаються однаковими.

3. Розподіл навантаження між трансформаторами підстанцій приймаються однаковими.

4. Струморозподілення на ділянках розімкненої мережі визначається по першому закону Кірхгофа для вузлових точок. Вузловою точкою вважається кожна точка приєднання підстанції до мережі і точка відгалуження лінії. Розрахунок в магістральній мережі слід починати з найбільш віддаленого вузла.

5. Замкнута мережа передбачається однорідною (тобто з однаковими відносинами для всіх ділянок). Це дозволяє в проектній практиці на стадії, коли параметри ділянок мережі ще не визначені (не вибрані перетини дротів), для визначення потокорозподілення на ділянці мережі використовувати довжину ліній, а не перетини.

У замкнутій однорідній мережі потоки потужності на перших (головних) ділянках визначають по наближених виразах (див. мал. 11):

(13)

(14)

де l_k-б, l_k-a- довжина ділянок мережі від точки К до точки Б і А відповідно; L_а-б - сумарна протяжність всіх ділянок.

l_a-б = l_k-б +l_k-a

Потоки активної , і реактивної , потужності на цих ділянках визначають по аналогічних виразах. На решті ділянок замкнутої мережі потокорозподілення визначається по першому закону Кірхгофа.

Потокорозподілення в кожному варіанті мережі необхідно визначити для нормального режиму при найбільших розрахункових навантаженнях і для найважчого післяаварійного режиму. Під останнім розуміють режим, що виникає після відключення пошкоджених елементів мережі і ліквідації аварійного режиму. Для кожної схеми необхідно визначити той післяаварійний режим при максимальних навантаженнях підстанцій, в якому на ділянках мережі протікають максимальні потоки потужності.

Наприклад, за розрахунковий нормальний режим в проектованій мережі з двохланцюговими лініями прийнята робота двох ланцюгів живлячих ліній, при двосторонньому живленні робота від двох ДЖ. За розрахунковий найважчий післяаварійний режим приймають випадок відключення одного з ланцюгів двохланцюгової лінії, випадок пошкодження однієї з головних ділянок замкнутої мережі.

Розрахунок потокорозподілення повинен містити розрахункові схеми з вказівкою числових комплексних значень потужностей споживачів (ПС), напрямків і величин потужностей на кожній ділянці мережі . Розрахункові схеми повинні складатися окремо для кожної незалежної частини мережі, що відходить від РПС, на затискачах яких відомі напруги.

Вказані розрахункові схеми в нормальному режимі максимальних навантажень є початковими для розрахунку необхідних перетинів дротів. Розрахункові схеми в післяаварійних режимах служать для перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву і визначення найбільших втрат напруги. Приклади розрахунків потокорозподілення приведені в [3,4,5].

Знаючи розподіл потужностей, можна знайти робочі струми (А) на ділянках лінії:

, (15)

де ,- потужності ділянок мережі при максимальних розрахункових навантаженнях: повна, активна і реактивна відповідно, МВА, МВт, Мвар; Uн - номінальна напруга, кВ.

Струми відповідно в робочих і післяаварійних режимах I_p і I_па. Результати розрахунків потужності і струмів на ділянках мережі зводять в таблицю.

2.4 Вибір перетинів і марок дротів на ділянках мережі

При виборі перетину дротів за основу приймаються економічні критерії і враховується ряд обмежень: умови нагріву, механічної міцності і ін. Розрахунок перетину дротів районних мереж напругою Uн 220 кВ, згідно ПУЕ, виконується по економічній густині струму , нормовані значення якого залежно від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max , струмопровідного матеріалу дроту, вигляду ЛЕП приведені в [2,3,5,6,10 і ін.].

Економічно доцільний перетин дротів всіх ділянок лінії розраховується по формулі

, (16)

де I_m - розрахунковий робочий струм в ділянках лінії в нормальному режимі, А; - економічна густина струму.

Одержаний перетин дротів не залежить від кількості паралельних ланцюгів на даній ділянці мережі. Тому для вибору стандартного значення перетину дротів необхідно знайти економічно доцільний перетин одного ланцюга:

, (17)

де n_ц =2 - число паралельних ланцюгів (ліній) на даній ділянці мережі.

Значення F_е, одержані в результаті розрахунку, округляють до найближчих стандартних значень.

У тих випадках, коли проектована мережа виконується дротом одного перетину, має декілька навантажень I_п, і відповідно декілька ділянок завдовжки ~п перетин вибирається по струму головної ділянки лінії. При цьому нормоване значення J_э повинно бути збільшено в k_у раз.

При виборі марки дротів ПЛ слід враховувати, що в мережах з U_HC= 35кВ застосовують сталеалюмінієві дроти, характеристики яких приведені в довідниках. Відношення алюмінієвої і сталевої частин А:С дроту приймається залежно від району по ожеледиці (товщина стінки ожеледі). Відповідно до проектної практики, прийнятої за відсутності достатньої інформації, з метою точнішого рішення для дротів з перетином до 185 мм² приймається марка АС нормального виконання (із співвідношенням перетинів А:С зразково рівним 8).

Після розрахунку перетинів F_е і вибору марки дротів виконується перевірка перетину за умовами:

1) нагріву, шляхом порівняння значень робочого струму І_ПА в найважчому післяаварійному режимі і допустимого тривалого струму І_доп дроту даного перетину; при цьому повинно бути І_па = І_доп; значення І_доп приймається за довідковими даними .

2) відсутність втрат енергії на корону шляхом порівняння значень фактичного перетину F_факт і мінімального перетину дротів за умов корони F_min.k ; при цьому повинна бути F_факт > F_min.k ; значення F_mink при кількості дротів у фазі приведені в ПУЕ.

Uн,кВ F_{ACmin ,}мм²

110 70/11

150 120/19;

3) механічної міцності; механічний розрахунок не входить в число задач даного проекту.

Результати розрахунків перетину дротів по економічній щільності струму на ділянках ПЛ для варіантів 1 - 2 зводять до таблиці 3, а результати перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву - до таблиці 4.

Таблиця 3.

Результати розрахунку перетинів дротів по економічній щільності струму.

Ділянка мережі	Розрахункове максимальне навантаження на один ланцюг	Розрахунковий струм, А в режимі	Довжина, км	Напруга, кВ	Число ланцюгів
			Нормаль ний	Після аварійний

Таблиця 4.

Результати перевірки перетину дротів по нагріву тривалим струмом в післяаварійних режимах.

Ділянка мережі					Марка дроту		Висновок
В а р і а н т 1

При виборі дротів (перетинів і марок) необхідно частково вирішувати і питання конструктивного виконання лінії (матеріал і тип опор, розташування дротів і відстань між ними на опорі). Кількість ланцюгів обгрунтовується при виборі схем мережі, виходячи з вимог надійності. Для живлення споживачів I-II категорії (ПС) прийняті двох ланцюгові ЛЕП.

Для районної мережі вибір опор виробляється з типових і уніфікованих конструкцій, приведених, наприклад, в [12]. Початковими даними для вибору опор є: матеріал опори, номінальна напруга мережі, район по ожеледі, марка дротів. При цьому можуть бути прийняті уніфіковані сталеві двохланцюгові неоцинковані або залізобетонні опори.

Відстань між дротами лінії може бути визначене за розмірами прийнятого типу опори для ділянки мережі. За цими даними розраховують середньогеометричні відстані між дротами. Усереднені значення D_cp прийняті наступними:

Номінальна напруга, кВ 35 110 150 220,

D_ср,м 3,5 5,0 6,5 8,0.

Прийняті типи опор і їх довідкові дані (зокрема креслення опори) необхідно привести в записці пояснення до проекту.

2.5 Розрахунок втрат потужності і електроенергії

Оскільки втрати потужності і електроенергії визначають економічні показники даних варіантів схеми мережі, розрахунки цих втрат повинні робитися для кожного варіанту окремо.

Для ПЛ завдовжки до 500 км активні поперечні провідності малі, тому втрати активної потужності в подовжній гілці схеми заміщення ділянки мережі визначаються по формулі

(20)

де - активна,реактивная максимальні розрахункові потужності на ділянці мережі; - активний опір ділянки лінії; U_H - номінальна напруга мережі.

Активний опір ділянки лінії визначають з урахуванням числа паралельних ланцюгів п_ц:

, (21)

Річні втрати електроенергії для ПЛ з U_н 220 кВ

, (22)

де - час максимальних втрат (год.), який залежить від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max (г) і сos

Значення може бути визначене по графіках [3, 5, 6] або по емпіричній формулі

. (23)

Значення Р_л, і W_л розраховують лише для нормального режиму мережі. Післяаварійні режими не розглядаються, оскільки вони відносно нетривалі і практично не роблять помітний вплив на економічні показники, пов'язані з втратами енергії.

Розрахувавши величини Р_л окремих ділянок мережі, знаходять сумарні втрати потужності для кожного варіанту:

. (24)

Втрати електроенергії в лініях мережі, приймаючи однакову величину T_max для всіх споживачів, визначають для кожного варіанту по формулі

, (25)

де п_л - число ліній.

Результати розрахунку втрат потужності і річних втрат електроенергії в лініях зводять в табл. 5.

Таблиця 5. Розрахунок втрат потужності і енергії в лініях

Ділянка мережі	Марка дроту	Довжина l, км	nц	P+jQ, МВА	Uн , кВ	r, Ом	Рл, МВт	Рл?МВт	Wл? МВт-ч

Варіант I (схема мал. ...)

Варіант II (схема мал. ...)

Втрати активної потужності в трансформаторах кожної підстанції розраховують з використанням каталожних даних по виразах: для двохобмотувальних трансформаторів

, (26)

де S_max- модуль потужності навантаження в режимі, що розраховується; S_н.m -номінальна потужність трансформатора; п_т - число однакових трансформаторів на підстанції; для трьохобмоточних трансформаторів

. (26,a)

де S_v, S_c, S_n- навантаження відповідно обмоток ВН, СН і НН трансформаторів; S_vh, S_ch, S_nh- - номінальні потужності відповідних обмоток в останній формулі значення Р_л повинні бути приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток.

Сумарні втрати потужності в трансформаторах району визначають по формулі

, (27)

де ДР_{X? ,} ДР_K?- сумарні втрати потужності в трансформаторах

підстанцій відповідно XX (у сталі) і КЗ (у міді).

Втрати ДР_X? ,ДР_K?- розраховують окремо, оскільки річні

втрати електроенергії в трансформаторах підстанцій споживачів визначають по формулі

, (28)

де Т - час знаходження трансформаторів під напругою, Т=8760 ч. Сумарні річні втрати енергії в трьох обмотувальних трансформаторах

, (29)

де індексами 1, 2, 3 позначені величини, що відносяться відповідно до обмоток ВН, СН і НН.

Результати розрахунку втрат в трансформаторах зводять в таблицю 6.

Таблиця 6. Розрахунок втрат потужності і енергії в трансформаторах.

Підстан ція	Наван таження Smax, MBA	, MBт	, MBт		, МВт

Витрата електроенергії споживачами району

, (30)

де P_max.i - максимальні потужності споживачів (підстанцій), що входять в район.

3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ І ВИБІР ОСТАТОЧНОЇ СХЕМИ МЕРЕЖІ.

3.1 Техніко -економічні розрахунки

Економічним критерієм, за яким визначають економічно оптимальний варіант, являється мінімум зведених витрат З (тис. грн.), розрахунок яких для кожного із розглянутих варіантів мережі при її спорудженні протягом одного року, проводять за формулою

З= Ен К+И+У , (31)

де Ен -нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, Ен=0,12; К -капітальні одночасні витрати на спорудженні об'єкти мережі, тис. грн.; И -щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн.; У - економічні збитки від перерв електропостачання, які викликанні відключенням споживачів внаслідок пошкодження і планових ремонтів елементів мережі, тис. грн./рік.

Як правило, в порівнюємих за економічними показниками варіантах маються ті або інші повторюємі елементи і частини, в зв'язку з цим доцільно намітити таку послідовність їх порівняння, яка забезпечить мінімальні витрати праці на виконання розрахунків. Наприклад, одні і ті ж елементи мережі, які повторюються в всіх варіантах, не повторюються.

Визначення економічних показників окремо для кожного варіанта і їх порівняння проводиться в наступному порядку.

1.Визначаються капіталовкладення за всіма варіантами. Капіталовкладення (вартість електрообладнання і ін.) визначаються заукрупненими показниками вартості елементів мережі (3,5,6 і ін.). Одночасно капітальні вкладення К на мережу в кожному варіанті складаються з витрат на спорудження ліній Кл і підстанцій Кп . Витрати на ЛЕП

Кл = Кло l, (32)

де Кло -вартість 1 км ПЛ, тис. грн.; l -довжина ПЛ, км.

Розрахунок вартості ліній зручно звести в таб.7.

Таблиця 7. Вартість ліній мережі Кл

Ділянка мережі	Марка дроту	Ціна 1 км, тис. грн.	, км	Кл ділянки, тис. грн.

Варіант 1 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 1

Варіант 2 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 2

В капітальні вкладення на підстанції Кп входять витрат, які враховують вартість трансформаторів Кт , вимикачів Кв, і ОРУ підстанцій КОРУ, постійну частину витрат КПОСТ [3,5,6]:

(33)

Розрахунок капітальних вкладень на підстанції також можна звести у таблицю.

2. Визначити щорічні витрати по варіантам.

Щорічні витримки на експлуатацію мережі И становлять відчислення від капітальних витрат на амортизацію (капремонт і заміну), ремонт та обслуговування ліній Ил і підстанцій Ип та щорічні витрати на компенсацію втрат електроенергії И в елементах мережіУ

, (34)

де аа,ар,ао -відчислення на амортизацію, ремонт та обслуговування лінії і підстанцій, %, нормативні значення можуть бути прийнятіУ для підстанцій - 9,3%, лінії - 3,1%; Сэ-разрахункова вартість 1кВт*ч втраченої електроенергії; ДW- визначені втрати в мережі електроенергії, МВт.ч; ДW=ДWлУ+ДWтУ; ДWлУ , ДWтУ- втрати електроенергії в лініях та трансформаторах, котрі визначаються у п.2.5 курсового проекту.

3.Визначення економічних збитків від перерв електропостачання по кожному з сопоставленних варіантів.

Тут оцінюємо надійність порівнюваних варіантів електричної мережі. При рівнонадійності мереж ця складова приведених втрат не враховується.

У цьому випадку збитки представляють сумуУ

УУ= Ув+Уп, (35)

де Ув,Уп-математичне очікування втрат від аварійних та планових відключень і простоїв.

У курсовому проекті планові відключення не враховуємо, тоді

У=Ув=УоWнд, (36)

де Уо- розрахункові річні питомі втрати від недовідпуска електроенергії, грн./(кВт-г), прийняті умови завдання на проект; Wha-електроенергія, недодана користувачам завдяки відмові у мережі на протязі року, кВт-г/рік.

Для оцінки надійності мережі можна використовувати комплексний показник -коефіцієнт вимушеного (аварійного) простою (у.о.)

...