При перервах електропостачання споживачів виникають збитки в результаті недовідпуску та браку продукції, псування сировини та матеріалів, виходу з ладу обладнання та інструментів, порушення технологічних процесів, простоїв механізмів та інших небажаних наслідків. Ці збитки можна оцінити кількісно для споживачів другої та третьої категорій в залежності від тривалості перерви електропостачання. Для споживачів першої категорії перерва електропостачання може привести до наслідків, пов’язаних з загрозою для життя людей, вибухів, пожеж, порушення функціонування особливо важливих об’єктів державного значення, тому збитки від них не можна привести до економічного еквіваленту.

На рис.3.9 показано два варіанти схеми електричної мережі з різною надійністю електропостачання. При порівнянні цих варіантів збитки від перерви електропостачання повинні враховуватися при визначенні приведених затрат разом з щорічними витратами на експлуатацію мережі.

Варіант схеми живлення споживачів дволанцюговою лінією є більш надійним, але вимагає більших капіталовкладень порівняно з варіантом схеми живлення одноланцюговою лінією. Тому при виборі оптимального варіанта схеми живлення розраховують затрати (3.47) для кожного з них з врахуванням очікуваних середньорічних збитків З_б від перерви електропостачання і вибирають варіант з меншими затратами:

З = К + В/Е + З_б, (3.47)

де В = В_е + В_атп, а капітальні витрати визначаються без ліквідної вартості.

Рисунок 3.9 - Варіанти електричної мережі.

а – одноланцюгова лінія; б – дволанцюгова лінія.

Надійність електричної мережі залежить від конфігурації її схеми та ступеня резервування, а також від надійності окремих елементів мережі (ліній, трансформаторів, вимикачів та іншого обладнання). Імовірну тривалість перерви електропостачання споживачів можна оцінити на підставі показників надійності окремих елементів електричної мережі. Проте, постійно треба пам’ятати, що надійність – це властивість елемента, об’єкта або їх сукупності виконувати свої задані функції в заданому об’ємі на заданому інтервалі часу.

Народногосподарський збиток для споживача через недостатню надійність мережі визначається за формулою:

Зб = з₀W_нд,

де з₀ – питомий збиток, тобто вартість 1 кВтгод недовідпущеної споживачу електроенергії;

W_нд – величина едовідпущеної споживачу електроенергії:

W_нд = qP_нбT_нб,

де P_нб – максимальне навантаження споживача;

T_нб – час використання максимального навантаження;

q – імовірність перерви електропостачання для споживача через недостатню надійність мережі (тобто через аварійний простій).

Імовірність аварійного простою для i-го елемента мережі буде [3]:

q_i = _i,

де _i – параметр потоку відмов елемента електричної мережі (табл. 5,2) на базі [4];

– середній час відновлення цього елементу (табл.5,2) на основі [4].

Можливість перерви електропостачання для споживача залежить від схеми мережі і величин q_i окремих її елементів і від блок-схеми по надійності (рис. 5,1 рис 5,2).

Для одноланцюгової електропередачі –

можливість перерви електроспоживання для 1-го споживача

q₁ = q_ЛЕП.

Для дволанцюгової електропередачі

можливість перерви електропостачання

q₁ = q_1цq_2ц + q_1-2.

Для більш складних схем розрахунок надійності за допомогою блок-схем або за спеціальних методів проводиться за прийнятою в [3] методикою.

Зазначені положення можуть бути використані для приблизного визначення імовірності перерви електропостачання споживачів. Можливий народногосподарський збиток для всієї мережі Зб визначається як сума збитків відносно кожного з споживачів. Для порівняльних варіантів використати таку послідовність їх порівняння, яка забезпечить мінімальні втрати праці на виконання розрахунків. В результаті складається таблиця зведення основних економічних показників Кл, Кп, К, Ел, Еп, Е_w,, Е, Зб. На підставі зіставлення економічних показників і можна зробити висновок про утворення електромережі, яка б відповідала найкращим показникам. Для цієї оптимальної схеми виконується подальший аналіз.

Таблиця 5,1 Параметри потоку відмов , відмов/рік і середня частота простоїв , простоїв/рік, елементів електричних мереж.

1.  – на 100 км на ПЛ.

2.  – на одиницю; для однофазних – на фазу.

3, 5, 6.  – на одиницю.

4 –  на приєднання; _П на секцію.

Примітка: Відмови вимикачів, які приводять до відключення суміжних елементів складають 60 % загальної кількості відмов.

Таблиця 5,2 Середня тривалість відновлення ел-тів електричних мереж 10^-3, років/відмова

Примітка: 1. Середня тривалість відновлення пошкодженої фази (однофазного трансформатора) при встановленій на підстанції резервній фази складає 1,110^-3 років/відмова без перекатки і 910^-3 років/відмова з перекаткою фази.

2. Тривалість відновлення електропостачання при пошкодженні вимикачів у схемах з обхідною системою складають 0,0610^-3 років/відмова, а у схемах багатокутників, полуторних і місткових, – 0,0310^-3 років/відмова.

3. При обслуговуванні підстанцій виїзними бригадами тривалість відновлення переключення у ВРП слід збільшувати на 0,0610^-3 років/відмова.

4.Розрахунки параметрів схеми заміщення мережі

Схему заміщення електричної мережі складають, об’єднуючи схеми заміщення окремих елементів мережі у відповідності з послідовністю цих елементів у розрахунковій мережі.

Схеми заміщення окремих елементів мережі і розрахунок параметрів цих схем наведені нижче

1. Лінії зображуються схемами заміщення:

а) ЛЕП напругою до 35 кВ включно:

б) ЛЕП напругою 110–330 кВ:

; ;

де r₀, x₀, b₀ – відповідно питомі параметри (на 1 км довжини) активного і реактивного опорів, а також ємнісна провідність лінії;

l – довжина лінії;

n_ц – кількість ланцюгів.

Зарядна потужність лінії:

Q_C = U_н²B.

2. Двообмоткові трансформатори зображуються схемами заміщення (рис 6,3 і 6,4):

Параметри R_T, X_T, K_T, P_x, Q_x можуть бути визначені за довідником [4] або визначені за формулами:

R_T = ; X_T = ; Q_x = nS_ном,

де U_н – номінальна напруга тієї сторони, до рівня якої зводяться параметри схеми заміщення;

S_ном – номінальна потужність трансформатора;

n – кількість паралельно працюючих трансформаторів.

3. Триобмоткові трансформатори і автотрансформатори зображуються схемою заміщення:

Параметри P_x та Q_x визначаються за довідником [4] або таким же чином, як і для двохобмоткового трансформатора.

Опори можуть бути визначені:

X_В-С = X_ВН + X_СН = ; R_В-С = R_ВН + R_СН =;

X_В-Н = X_ВН + X_НН = ; R_В-Н = R_ВН + R_НН =;

X_С-Н = X_СН + X_НН = ; R_С-Н = R_СН + R_НН =.

Таким чином, параметри R, X для різних обмоток визначаються, як і для двохобмоткових трансформаторів, але величини U_к та P_к обчислюються за формулами:

U_кВН = ½[U_к(В-С) + U_к(В-Н) – U_к(С-Н)]; P_кВН = ½[P_к(В-С) + P_к(В-Н) – P_к(С-Н)];

U_кСН = ½[U_к(В-С) + U_к(С-Н) – U_к(В-Н)]; P_кСН = ½[P_к(В-С) + P_к(С-Н) – P_к(В-Н)];

U_кНН = ½[U_к(В-Н) + U_к(С-Н) – U_к(В-С)]; P_кНН = ½[P_к(В-Н) + P_к(С-Н) – P_к(В-С)].

Для трансформатора, який має різні номінальні напруги окремих обмоток, паспортні значення U_к і P_к мають бути зведені до однієї потужності (звичайно до потужності обмотки вищої напруги).

Зведення U_к здійснюється пропорційно відношенню номінальних потужностей обмоток, а зведення P_к – пропорційно квадрату цього відношення.

Основні каталожні і розрахункові дані трансформаторів і автотрансформаторів наведені в [4], а також у табл. 4,1.

5.Розрахунок і аналіз режимів роботи мережі

5.1. Визначення приведених і розрахункових навантажень підстанцій

З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення кількості вузлів) кожна двотрансформаторна підстанція може бути подана лише одним вузлом, який відповідає стороні вищої напруги, після приведення до цієї сторони навантаження , заданого на шинах U_нн = 10 кВ.

Значення приведеного навантаження i-ої підстанції визначається за виразом:

,

де = P_Тi + jQ_Тi – сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанцій. Для двохобмоткових трансформаторів:

P_Т = + nP_х;

Q_Т = + nQ_х,

де S_нв – модуль потужності навантаження в розрахунковому режимі;

S_ном – номінальна потужність трансформатора

Триобмоткові трансформатори і автотрансформатори:

P_Т = + nP_х;

Q_Т = + nQ_х,

де S_В, S_С, S_Н – відповідно навантаження обмоток ВН, СН і НН трансформаторів або автотрансформаторів.

При використанні двох останніх формул значення U_к і P_к мають бути приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток (S_ВН, S_СН, S_НН).

До розрахункових потужностей підстанцій відносяться навантаження підстанцій , втрати потужності в трансформаторах підстанцій, частина зарядних потужностей ліній, які підходять до даної підстанції .

При визначенні розрахункової потужності підстанцій зарядні потужності ліній і втрати потужності в трансформаторах визначаються за номінальною напругою мережі (нульова ітерація):

,

де K – кількість ЛЕП U_н110 кВ, надходячих до і-ої підстанції.

Після визначення розрахункових потужностей підстанцій схема заміщення значно спрощується, тому що вона включає лише поздовжні параметри R_лта X_л лінії електропередачі.

5.2. Визначення потокорозподілення у схемі електричної мережі.

Потокорозподілення визначають за розрахунковими навантаженнями, починаючи з більш віддалених пунктів мережі, приймаючи напругу мережі номінальною (нульова ітерація).

Втрати потужності в мережі враховують при U_н110 кВ

Визначивши потужність в кінці лінії , визначають значення потужності на початку лінії :

= (P''_л + jQ''_л) + (P_л + jQ_л) =

=.

У вузлових пунктах проводять складення значень потужності власного навантаження і навантаження відгалужень.

Розрахунок продовжують до визначення повної потужності, яка надходить у мережу з пункту постачання.

Розрахунок мереж різних номінальних напруг здійснюється після приведення всіх параметрів мережі до однієї базової напруги. У розімкнутих радіальних мережах такий підхід не вимагається, тому що кожна з мереж може розглядатись окремо.

5.3. Розрахунок потокорозподілу у замкнених мережах

Замкненими мережами називаються мережі, у яких електроенергія до споживачів подається не менш як з двох сторін. Точки, в яких сходиться не менше трьох ліній, називаються вузловими точками мережі. Замкнені мережі з вузловими точками називаються складнозамкненими. Найпростішим видом замкненої мережі є кільцева, яка містить в собі лише один замкнений контур. При цьому мережа може мати відгалуження, які замінюються еквівалентним розрахунковим навантаженням.

У розрахунках схема заміщення замкненої мережі складається із послідовних активних і реактивних опорів схем заміщення окремих елементів мережі. Якщо в схему замкнутої мережі входять мережі декількох напруг, то всі опори поздовжніх віток схеми заміщення приводять до однієї напруги.

Кільцева мережа (а) може розглядатися як лінія з двох-стороннім постачанням, у якій напруги на кінцях рівні за модулем і фазою. Напрями потоків потужностей на окремих ділянках (б) лінії приймаються довільно дійсне їх направлення визначається у результаті розрахунків:

Z() = Z(U₂).

На першому етапі розрахунку, напруги у вузлах приймають рівними номінальному значенню U_ном мережі, втрати потужності в мережі не враховують = 0. При цих припущеннях визначають потужність на головних ділянках лінії:

;

.

Потужність на інших ділянках мережі визначають, виходячи із балансу потужності у вузлах .

У результаті такого попереднього розрахунку визначають точку потокорозподілення (струморозподілення), точку, в яку потужність поступає з двох сторін.

На другому етапі розрахунку кільцевої мережі, її розмикають у точці потокорозподілу. Навантаження відповідного вузла теж розподіляється на дві частини, кожна з яких визначається потужністю, що поступає по приєднаній до неї лінії (рис. 7,3):

Подальший розрахунок ведуть так, як і для розімкненої мережі, враховуючи втрати потужності на ділянках ЛЕП U_н110 кВ.

У курсовому проекті проводять розрахунок потокорозподілу потужностей для трьох режимів роботи мережі: максимального, мінімального і післяаварійного із максимальними навантаженнями.

У післяаварійному режимі розмикається найбільше завантажена лінія кільцевої мережі. При розрахунку радіальних дволанцюгових мереж відключають одну лінію. Розрахунок потокорозподілу виконується аналогічно розрахунку потокорозподілу потужностей в нормальних режимах, тому він тут не розглядається. Розрахунок потокорозподілу в максимальному і післяаварійному режимі виконують з урахуванням роботи компенсуючих пристроїв, в результаті чого знижується реактивна потужність, яка передається мережею, і відповідно знижуються втрати активної потужності. Потокорозподілення в режимі мінімальних навантажень розглядається при відключених компенсаторах.

Результати розрахунків всіх трьох режимів зводять у табл. 7,1.

Таблиця 7,1 Перетоки потужності в схемі електромережі

5.4. Визначення робочих рівнів напруги у вузлах мережі

Розрахунок робочих рівнів напруги у вузлових точках мережі виконується від пункт а живлення до найбільш віддалених точок мережі.

Якщо відома напруга на одному із кінців лінії , то напругу другого кінця можна визначити за формулами: