Аналіз існуючої мережі щодо можливості її розвитку 5 страница
| Наймен. ПС | Uном кВ | Найменування обладнання | К-ть од. | k0 т.у.о/од | Коб | ||
| 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 | КПЧВ | |
| т.у.о. | т.грн | ||||
| Функціональна | КПЧВ | 4123,6 | |||
| 8326,5 | |||||
| Всього: | 12450,1 | ||||
| Проектована | КПЧВ.пр | 3330,6 |
Балансову вартість Кбал розрахуємо 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 | kзн, у.о. | Кбал, т.грн |
| Функціон. ЛЕП | Кл | 13397,12 | 0,35 | 4688,99 |
| Проект. ЛЕП | Кл.пр | 1797,31 | 1797,31 | |
| Всього: | 6486,3 | |||
| Функціон. обл. | Коб | 19393,12 | 0,5 | 9696,56 |
| Проект. обл. | Коб.пр | 3457,92 | 3457,92 | |
| Всього: | 13154,48 | |||
| Функціон. ПЧВ. | КПЧВ | 12450,10 | 0,5 | 6225,05 |
| Проект. ПЧВ. | КПЧВ.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, % | Ипост т. грн / рік |
| ЛЕП Кл | 6486,3 | 7,2 | 467,01 |
| Обладнання Коб | 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 | Ипост | 3049,27 |
| Оплата праці та соціальні виплати | Иот | 762,32 |
| Інші розходи | Иін | 457,39 |
| Вартість втраченої електроенергії | Ие = Цc· ΔW | 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 ΔРі та ΔРі% – абсолютні та відносні втрати потужності в і-му елементі;
S2 – повна сумарна потужність споживачів з урахуванням компенсації реактивної потужності в розмірі QКУ.ном.Σ (Р2 та (Q2 - QКУ.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 Іділ – струм ділянки мережі у режимі максимальних навантажень (за даними розрахунку ПЕОМ – табл. Б.8),
Fст – 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 | Iр, А | nк | Fст 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 U2ф на шинах вторинної напруги споживчих підстанцій від заданої бажаної U2ж оцінюється для всіх розрахункових режимів: максимальних та мінімальних навантажень, можливих післяаварійних режимів. Дані про U2ф та номери стандартних відгалужень nотв.ст приймаються за відповідними даними розрахунків на ПЕОМ, U2ф на РП обчислюється за розрахованими на ПЕОМ коефіцієнтами трансформації та U2 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 | ||
| U1ном, кВ | |||||||||
| Режим максимальних навантажень | |||||||||
| U2б, кВ | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | |
| U2ф, кВ | 10,76 | 10,48 | 10,44 | 10,47 | 10,44 | 10,56 | 10,45 | 10,49 | |
| δU, % | 2,416 | -0,191 | -0,575 | -0,287 | -0,575 | 0,568 | -0,478 | -0,095 | |
| nвідг.ст | |||||||||
| Режим мінімальних навантажень | |||||||||
| U2б, кВ | 10,1 | 10,3 | 10,3 | 10,3 | 10,2 | ||||
| U2ф, кВ | 10,93 | 10,03 | 10,3 | 10,31 | 10,01 | 9,96 | 10,32 | 10,23 | |
| δU, % | 7,594 | 0,299 | 0,097 | 0,100 | -0,402 | 0,194 | 0,293 | ||
| nвідг.ст | |||||||||
| Післяаварійний режим радіально-магістральної схеми | |||||||||
| U2б, кВ | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | |
| U2ф, кВ | 10,71 | 10,42 | 10,48 | 10,55 | 10,5 | 10,53 | 10,5 | 10,43 | |
| δU, % | 1,961 | -0,768 | -0,191 | 0,474 | 0,285 | -0,671 | |||
| nвідг.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 (Тм = 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 (kз = 0,576, kз.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