Электрические сети и их построение

Электрические сети и их построение

Введение

электрический напряжение сеть

В Белорусской энергосистеме функционирует исторически сложившаяся система напряжений 750/330/220/110/35/10/6/0,38 кВ [4]. Имеется тенденция к исключению сетей с номинальными напряжениями 220 кВ и 35 кВ. Номинальное напряжение 35 кВ применяется для распределительных электрических сетей. Исключение сетей с номинальным напряжением 35 кВ, подразумевает их перевод на напряжение 110 кВ. С одной стороны, перевод распределительной сети на более высокое номинальное напряжение приведет к уменьшению потерь мощности и энергии, что является очень актуальным вопросом на сегодняшний день. Но с другой стороны, в большей части распределительных сетей низкий уровень нагрузки, и при переводе распределительной сети на напряжение 110 кВ может оказаться низкая эффективность капитальных затрат (вследствие недогруженности линий и трансформаторов). Чтобы рассмотреть целесообразность применения системы напряжений 110/10/0,38 кВ для распределительной сети, нужно рассмотреть задачу проектирования распределительной сети при системе напряжений 110/35/10/0,38 кВ и системе напряжений 110/10/0,38 кВ.

Одной из проблем проектирования распределительных электрических сетей, является прогнозирование перспективного уровня нагрузки. Спрогнозировать точно перспективное электропотребление очень тяжело, особенно на длительные периоды. От перспективного уровня нагрузки зависит выбор проводов на воздушных линиях и основного оборудования. В результате неточного прогнозирования, линии электропередач и трансформаторы могут оказаться недогруженными или перегруженными. Чтобы этого избежать, приходится на практике решать задачи проектирования в условиях неопределенности исходной информации [4] [5], задаваясь несколькими перспективными уровнями нагрузки. Такой подход позволяет выбрать оптимальную стратегию развития распределительной сети.

1. Анализ и теоретическое обоснование принципов выбора систем напряжений распределительных электрических сетей

В Полоцких электрических сетях действует исторически сложившаяся система напряжений электрических сетей 330/110/35/10/6/0,38 кВ (рисунок 1.1). В Белорусской энергосистеме имеется тенденция к постепенному исключению сетей с номинальным напряжением 220 кВ и 35 кВ. Поэтому необходимо рассмотреть целесообразность перевода сети 35 кВ на напряжение 110 кВ.

Режим нейтрали электрической сети напряжением 110 кВ отличается от режима нейтрали электрической сети напряжением 35 кВ. Электрические сети напряжением 110 кВ выполняются с заземленной нейтралью. В случае возникновения любого короткого замыкания на линии поврежденный участок сети отключается, и если повреждение устойчивое (не устраняется устройствами АПВ), то бригады службы линий электропередач (ЛЭП) выезжает на обход поврежденного участка. Учитывая то, что современные микропроцессорные защиты способны указать расстояние до места повреждения при двух- и трехфазных КЗ на воздушных линиях электропередач, бригада ЛЭП уже приблизительно знает место повреждения. Электрические сети напряжением 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. В случаях замыкания одной фазы на землю, в сетях с изолированной нейтралью, треугольник линейных напряжений сохраняется, потребитель не чувствует этого и поврежденный участок остается в работе. Этот фактор являлся решающим при выборе напряжения для распределительных сетей в эпоху строительства Белорусской энергосистемы. Потомучто степень резервирования распредсетей была низкая, сети были очень разветвленные и при этом необходимо было обеспечить надежность электроснабжения сельского хозяйства.

Рисунок 1.1 - Схема энергорайона Полоцких электросетей

В Полоцких электросетях эксплуатируется 12 воздушных линий электропередач напряжением 35 кВ. Большинство из них состоит из нескольких участков, а на некоторых участках этих линий имеются отпайки. Так, например, воздушная линия электропередач 35 кВ Районная - Россоны состоит из четырех участков, на трех из них имеются отпайки к тупиковым подстанциям. Поэтому имеется особенность эксплуатации таких линий. В случае однофазного замыкания на землю, линия остается в работе, а для локализации поврежденного участка требуется затратить много времени. Потому что необходимо поочередно отключать участки линии, а на некоторых подстанциях выделить участок можно только оперируя разъединителями (т.к. выключатели стоят только в цепи трансформаторов), и для этого необходимо отправлять оперативно выездную бригаду на подстанцию. Только после локализации поврежденного участка отправляется бригада службы ЛЭП на обход линии для отыскания места повреждения и его устранения. В случаях других видов коротких замыканий на воздушных линиях электропередач 35 кВ, линия отключается защитами, а процедура локализации поврежденного участка и определения места повреждения аналогичная, как и при однофазных КЗ на землю. Благодаря развитой распределительной электрической сети 10 кВ, в Полоцких электрических сетях есть возможность резервирования подстанций с высшим напряжением 35 кВ в случае повреждений и отключений линий 35 кВ, поэтому электроснабжение потребителей сохраняется.

Анализируя выше сказанное, можно сделать вывод о том, что повреждения на воздушных линиях электропередач напряжением 110 кВ определяются и устраняются быстрее, чем на воздушных линиях электропередач напряжением 35 кВ. Однако в настоящее время, при достаточной степени резервирования, нейтраль электрической сети 35 кВ можно выполнить с резистивным заземлением через низкоомные резисторы. И при дооборудовании подстанций 35 кВ выключателями, эксплуатация электрической сети напряжением 35 кВ не будет отличать от эксплуатации электрической сети напряжением 110 кВ. Поврежденный участок при любом виде КЗ будет локализовываться выключателями через действие защит.

В пользу напряжения 110 кВ перед напряжением 35 кВ для электрической сети говорит еще и фактор потерь электрической энергии. Ведь при повышении напряжения нагрузочные потери уменьшаются. Также увеличивается пропускная способность линий электропередач при повышении напряжения. Правда, фактор увеличения пропускной способности для распределительных сетей не очень важен, т.к. загрузка воздушных линий электропередач распределительных электрических сетей напряжением 35 кВ низкая.

2. Статистический анализ загрузки линий напряжением 110 - 35 кВ и плотности тока в них

Всего проанализирована загруженность 330 участков воздушных линий электропередач сети 110 - 35 кВ «Витебкэнерго» в зимний максимум нагрузки. Из них 205 участков линий с номинальным напряжением 110 кВ и 125 участков линий с номинальным напряжением 35 кВ.

Из 205 участков линий электропередач напряжением 110 кВ:

10 участков выполненных проводом АС - 70;

16 участков выполненных проводом АС - 95;

83 участков выполненных проводом АС - 120;

34 участков выполненных проводом АС - 150;

48 участков выполненных проводом АС - 185;

10 участков выполненных проводом АС - 240;

4 участков выполненных проводом АС - 300.

Из 125 участков линий электропередач напряжением 35 кВ:

4 участка выполненных проводом АС - 35;

67 участков выполненных проводом АС - 50;

43 участков выполненных проводом АС - 70;

5 участков выполненных проводом АС - 95;

6 участков выполненных проводом АС - 120.

Анализ загруженности произведен на основе расчета режима зимнего максимума сети номинального напряжения 110-35 кВ «Витебскэнерго» в программе RastrWin версия 2.30.1.1. Плотность тока получена путем обработки в программе Microsoft Excel данных токовой загруженности участков ЛЭП полученной в программе RastrWin. Полученная плотность тока условно считается максимальной т.к., расчет режима выполнен по замерам нагрузки на подстанциях в один из дней декабря (считается, что в этот день нагрузка бывает максимальной). Но на самом деле нагрузка носит вероятностный характер, и нет никакой уверенности в, том, что в момент замера у потребителей включенная нагрузка была максимальной. Более того анализ замеров нагрузки подстанций в летний минимум и зимний максимум показывает, что на некоторых подстанциях в летний минимум нагрузка выше чем в зимний максимум.

Анализ плотности тока участков линий с номинальным напряжением 110 кВ сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Плотность тока воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ

Токовая загруженность линий, А/мм2	Количество участков линий, шт.	Процент от общего числа линий данного сечения, %
1,2-1,0	0	0
1,0-0,8	9	5
0,8-0,6	17	8
0,6-0,4	39	19
0,4-0,2	56	27
0,2-0	84	41
Итого:	205	100

Рисунок 2.1 - Диаграмма плотности тока в участках воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ

Как видно из рисунка 2.1 при нормальном режиме работы сети 110 кВ «Витебскэнерго» плотность тока в большей части (87%) участков воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ составляет от 0,6 до 0 А/мм². Плотность тока, составляющая от 1 до 0,6 А/мм², имеется только в 13% участков воздушных линий электропередач, к этим участкам относятся головные участки крупных подстанций и участки электроснабжения крупных энергоузлов. Ни один из участков не имеет плотности тока превышающей 1 А/мм².

Анализ плотности тока участков линий с номинальным напряжением 35 кВ сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Плотность тока воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35 кВ

Токовая загруженность линий, А/мм2	Количество участков линий, шт.	Процент от общего числа линий данного сечения, %
1,2-1,0	2	2
1,0-0,8	1	1
0,8-0,6	8	6
0,6-0,4	6	5
0,4-0,2	44	35
0,2-0	64	51
Итого:	125	100

Рисунок 2.2 - Диаграмма плотности тока в участках воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35 кВ

Как видно из рисунка 2.2, при нормальном режиме работы сети 35 кВ «Витебскэнерго» плотность тока в большей части (91%) участков воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35 кВ составляет от 0,6 до 0 А/мм². Только в 9% проанализированных участков плотность тока составляет от 1,2 до 0,6 А/мм², что свидетельствует о низкой загруженности линий 35 кВ.

При проектировании согласно [1] сечения проводов для воздушных линий электропередач сетей номинального напряжения 35 - 110 кВ выбираются по нормативной экономической плотности тока, которая в зависимости от продолжительности использования максимума нагрузки выбирается из значений от 1,3 до 1 А/мм². Согласно [2] и [10] эти значения рекомендуется снизить до значений от 1,0 до 0,7 А/мм². Но как видно из анализа плотности тока в линиях номинального напряжения 35 - 110 кВ «Витебскэнерго», действительная плотность тока в большей части линий в максимум нагрузки не достигает этих значений в нормальных режимах работы. Этот факт объясняется тем, что практически все проанализированные участки воздушных линий электропередач были спроектированы и сооружены еще при СССР, тогда ожидаемый ежегодный прирост мощности при проектировании был равен 10%. В результате распада СССР прирост мощности снизился до 0%, и даже снизились существовавшие нагрузки. Низкая плотность тока в большей части участков линий электропередач также объясняется тем, что они относятся к распределительной сети, которые характеризуются большой протяженностью и относительно невысокой нагрузкой.

3. Формирование существующей схемы сетей напряжением 110 - 35 кВ, параметров линий и электрооборудования

Исследуемая распределительная электрическая сеть номинального напряжения 35 кВ (рисунок 3.1), является реальной частью схемы электрической сети 35 - 330 кВ Полоцкого энергорайона (рисунок 1.1).

Красным цветом обозначена сеть напряжением 110 кВ, синим - 35 кВ

Рисунок 3.1 - Исследуемый участок электрической сети

Исследуемая часть электрической сети состоит из 24 участков воздушных линий электропередач номинального напряжения 35 кВ, 12 подстанций 35/10 кВ (4 двухтрансформаторные и 11 однотрансформаторные), и имеет связь с электрической сетью номинального напряжения 110 кВ через 4 подстанции 110/35/10 кВ. На линиях исследуемой части электрической сети 35 кВ используются следующие сечения проводов: 50 мм², 70 мм², 120 мм².

В исследуемой электрической сети имеются участки воздушных линий электропередач, коммутируемые только разъединителями, что затрудняет их эксплуатацию, т.к. разъединители не имеют дистанционного управления, и приходится для их коммутации бригаде ОВБ выезжать на подстанцию.

Нейтраль в исследуемой электрической сети 35 кВ выполнена изолированной.

На подстанциях 110/35/10 кВ исследуемой электрической сети применяются трехфазные трехобмоточные трансформаторы мощностью 6,3 МВ·А, 10 МВ·А и 16 МВ·А. На подстанциях 35/10 кВ применяются трехфазные двухобмоточные трансформаторы мощностью 1,6 МВ·А, 2,5 МВ·А, 3,1 МВ·А и 5,6 МВ·А.

На подстанциях используются масляные баковые выключатели номинального напряжения 35 кВ типа С - 35М, ВТ - 35А. Данные выключатели хоть и являются морально устаревшими, но за время эксплуатации зарекомендовали себя как довольно надежные.

4. Выбор уровней нагрузок с учетом неопределенности исходной информации

Сечение проводов для линий электропередач, их номинальное напряжение, мощность трансформаторов и отключающая способность выключателей при проектировании электрических сетей выбирается по электрическим нагрузкам потребителей. Электрические нагрузки являются исходной информацией при проектировании. В нашем случае эта исходная информация обладает неопределенностью. Неопределенность заключается в том, что нам неизвестно, насколько возрастет нагрузка с течением времени. Спрогнозируем электрические нагрузки на подстанциях исследуемой электрической сети на ближайший перспективный период 10 лет. Спрогнозируем три варианта нагрузок:

Вариант П1 - нагрузка через 10 лет не изменяется и остается на уровне замеров в зимний максимум нагрузки;

Вариант П2 - нагрузка изменяется через 10 лет на 15%;

Вариант П3 - нагрузка изменяется через 10 лет на 35%.

Увеличение нагрузки по вариантам П2 и П3 обусловлено тем фактом, что в настоящее время государство проводит политику по привлечению граждан в сельскую местность. Строятся агрогородки, бесплатно предоставляется жилье молодым специалистам, приезжающим в сельскую местность, строятся животноводческие фермы и птицефабрики, осуществляется льготное кредитование граждан проживающих в малых городах и населенных пунктах, снижена налоговая нагрузка для предпринимателей, работающих в сельской местности и в сфере экотуризма. Все эти факторы способствуют привлечению, как молодых людей, так и людей зрелого возраста в сельскую местность.

В таблице 4.1 представлены значения максимальных электрических нагрузок на перспективный период для подстанций исследуемой электрической сети.

Таблица 4.1 - Величины максимальных нагрузок подстанций исследуемой электрической сети на перспективный период 10 лет в условиях неопределенности исходной информации

Наименование ПС	Состояния природы (нагрузки) на перспективный период
	П1		П2		П3
	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар
ПС 110/35/10 кВ Промплощадка	2,724	1,848	3,13	2,13	3,68	2,49
ПС 110/35/10 кВ В. Двинск	5,17	2,81	5,95	3,23	6,98	3,79
ПС 110/35/10 кВ Волынцы	4,76	2,47	5,47	2,84	6,43	3,33
ПС 110/35/10 кВ Россоны	1,21	0,59	1,39	0,68	1,63	0,80
ПС 35/10 кВ Дерновичи	0,47	0,26	0,54	0,30	0,63	0,35
ПС 35/10 кВ Сеньково	0,13	0,07	0,15	0,08	0,18	0,09
ПС 35/10 кВ Дубровы	0,21	0,1	0,24	0,12	0,28	0,14
ПС 35/10 кВ Леонишено	0,16	0,09	0,18	0,10	0,22	0,12
ПС 35/10 кВ Сарья	0,37	0,21	0,43	0,24	0,50	0,28
ПС 35/10 кВ Освея	0,63	0,33	0,72	0,38	0,85	0,45
ПС 35/10 кВ Кохановичи	0,21	0,11	0,24	0,13	0,28	0,15
ПС 35/10 кВ Бигосово	1,52	0,78	1,75	0,90	2,05	1,05
ПС 35/10 кВ Горбачево	0,13	0,07	0,15	0,08	0,18	0,09
ПС 35/10 кВ Клястицы	0,46	0,25	0,53	0,29	0,62	0,34
ПС 35/10 кВ Селявщина	0,23	0,11	0,26	0,13	0,31	0,15
ПС 35/10 кВ Шулятино	0,48	0,25	0,55	0,29	0,65	0,34
ПС 35/10 кВ Белое	0,27	0,14	0,31	0,16	0,36	0,19
ПС 35/10 кВ Заенки	0,29	0,17	0,33	0,20	0,39	0,23
ПС 35/10 кВ Боровуха	1,79	0,68	2,06	0,78	2,42	0,92
ПС 35/10 кВ Гамзелево	0,56	0,32	0,64	0,37	0,76	0,43

5. Выбор схемы и параметров сети при существующей системе напряжений 110/35/10 кВ для различных уровней нагрузок

Для существующей системы напряжений и конфигурации исследуемого участка сети (рисунок 3.1) выберем трансформаторы для подстанций и сечения проводов для воздушных линий электропередач при различных уровнях перспективной нагрузки (таблица 4.1).

Произведем выбор трансформаторов на двух трансформаторной подстанции 35/10 кВ «Сарья» для перспективного состояния уровня нагрузки П1 (таблица 4.1). При установке на подстанциях двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30 - 40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них [1]. Исходя из этого условия, мощность одного трансформатора должна быть не менее:

.          (5.1)

Выбираем два трансформатора по [9] типа ТМН - 630/35 номинальной мощностью 0,63 МВ·А, U_ВН=35 кВ и U_НН=11 кВ.

Выбор трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях производится из условия, что мощность трансформатора должна быть больше либо равна максимальной мощности нагрузки.

Выбор трансформаторов на остальных подстанциях 35/10 кВ сведем в таблицу 5.1.

На подстанции 110/35/10 кВ «Промплощадка» установлено два трансформатора: один 110/10 кВ, второй 35/10 кВ. Поэтому их выбор произведем описанным выше способом и отразим в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор трансформаторов на подстанциях

Наименование ПС	Количество трансформаторов, шт.	Расчетная мощность трансформатора, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузки			Мощность выбранных трансформаторов, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузки
		П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
ПС 35/10 кВ Сарья	2	0,30	0,35	0,41	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Освея	2	0,51	0,58	0,69	0,63	0,63	1,0
ПС 35/10 кВ Бигосово	2	1,22	1,40	1,65	1,6	1,6	2,5
ПС 35/10 кВ Клястицы	2	0,37	0,43	0,50	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Дерновичи	1	0,54	0,62	0,73	0,63	0,63	1,0
ПС 35/10 кВ Сеньково	1	0,15	0,17	0,20	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Дубровы	1	0,23	0,27	0,31	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Леонишено	1	0,18	0,21	0,25	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Кохановичи	1	0,24	0,27	0,32	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Горбачево	1	0,17	0,20	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Селявщина	1	0,25	0,29	0,34	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Шулятино	1	0,54	0,62	0,73	0,63	0,63	1,0
ПС 35/10 кВ Белое	1	0,30	0,35	0,41	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Заенки	1	0,34	0,39	0,45	0,63	0,63	0,63
ПС 35/10 кВ Боровуха	1	1,91	2,20	2,58	2,5	2,5	4,0
ПС 35/10 кВ Гамзелево	1	0,64	0,74	0,87	1,0	1,0	1,0
ПС 110/35/10 кВ Промплощадка трансформатор 110/10 кВ	1	2,35	2,70	3,17	2,5	6,3	6,3
ПС 110/35/10 кВ Промплощадка трансформатор 35/10 кВ	1	2,35	2,70	3,17	2,5	4,0	4,0

Выбор трехфазных трехобмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ на подстанциях, от которых питается сеть напряжением 35 кВ, будет отличаться лишь тем, что уровень их нагрузки равен сумме максимальных нагрузок подстанций 35/10 кВ которые питаются от них в послеаварийном режиме. Выбор трансформаторов на подстанциях 110/35/10 кВ отразим в таблице 5.2. На подстанции 100/35/10 кВ «Россоны» установлено два трансформатора: один 110/35/10 кВ, второй 35/10 кВ. Выберем трансформатор 100/35/10 кВ из условия, что от него запитываются не только потребители по стороне 10 кВ, но и подстанции по стороне 35 кВ.

Таблица 5.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях 110/35/10 кВ

Наименование ПС        Кол-во трансформаторов, шт.      , МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиМощность выбранных

трансформаторов, МВ·А,

при перспективном состоянии нагрузки
		П1	П2	П3	П1	П2	П3
ПС 110/35/10 кВ В-Двинск	2	7,181	8,258	9,694	10	10	10
ПС 110/35/10 кВ Волынцы	2	5,604	6,445	7,565	6,3	10	10
ПС 110/35/10 кВ Россоны трансформатор 110/35/10 кВ	1	3,054	3,512	4,123	6,3	6,3	6,3
ПС 110/35/10 кВ Россоны трансформатор 35/10 кВ	1	0,962	1,106	1,298	1,0	1,6	1,6
ПС 110/35/10 кВ Районная	2	7,011	8,062	9,464	10	10	10

В III районе по образованию гололеда наибольшая толщина стенки гололеда 15 мм. По условию механической прочности, согласно [9], на линиях напряжением выше 1кВ при толщине стенки гололеда большей либо равной 15 мм, наименьшая площадь сечения применяемых сталеалюминиевых проводов должна быть 35 мм². Поэтому наименьшая площадь сечения при выборе проводов принимаем 35 мм².

Произведем проверку провода, с площадью сечения 35 мм², по условию образования короны. Согласно [12], провода воздушных линий электропередач должны удовлетворять условию:

,                                            (5.2)

где E_МАКС - наибольшая напряженность электрического поля у поверхности провода при среднем эксплуатационном напряжении;

E_O - напряженность электрического поля, соответствующая появлению общей короны.

Начальная критическая напряженность у провода с площадью сечения 35 мм²:

кВ/см,      (5.3)

где m - коэффициент шероховатости провода (0,8…0,85);

r_O - радиус провода, см.

Напряженность вокруг провода с площадью сечения 35 мм² при напряжении 35 кВ:

 кВ/см,             (5.4)

где D_ср - среднегеометрической расстояние между проводами разноименных фаз, см.

Проверяем:

Наибольшая напряженность вокруг провода с площадью сечения 35 мм², намного меньше начальной критической напряженности. Условие по напряжению образования короны для наименьшей принимаемой площади сечения проводов выполняется.

Выбор сечений проводов для воздушных линий электропередач будем производить по методу экономической плотности тока. По [11] для времени использования максимума нагрузки от 3000 до 5000 часов значение нормативной экономической плотности тока принимаем равным J_Э = 1,1 А/мм². Согласно [10], снизим нормативную экономическую плотность тока до значения 0,8 А/мм². Рассчитаем для существующей сети (рисунок 3.1), при помощи программы RastrWin, токи в участках линий в нормальных режимах исследуемой сети при различных перспективных нагрузках (таблица 4.1). Рассчитанные токи представим в таблице 5.3.

Определим методом экономической плотности тока сечение проводов участка воздушной линий электропередач от подстанции «Районная» до отпайки в сторону подстанции «Промплощадка». Ток в этом участке в нормальном режиме при нагрузке П-1, составляет 126 А. Тогда расчетная площадь сечение провода равна:

.                                  (5.5)

Рассчитанное значение 115 мм² находится между следующими стандартными значениями: 95 мм² и 120 мм². Принимаем ближайшее значение и выбираем провод АС - 120/19 [10].

Рассчитанные значения площадей сечений и марки выбранных проводов для остальных перспективных состояний нагрузки и остальных участков исследуемой сети отразим в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Токи в участках воздушных линий электропередач, расчетные площади сечения проводов и выбранные марки проводов

Наименование участка	Ток в участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузки			Расчетное значение сечения провода, мм2, при перспективном состоянии нагрузки			Выбраные марки проводов, при перспективном состоянии нагрузки
	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
Районная. - Отп. Промплощадка	126	147	181	158	184	226	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха	68	79	97	85	99	121	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Отп. Боровуха - Гамзелево	35	41	50	44	51	63	АС-50/8	АС-50/8	АС-70/11
Гамзелево - Отп. Белое	24	28	35	30	35	44	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-50/8
Отп. Белое - Заенки	19	22	28	24	28	35	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Заенки - Отп. Шулятино	14	16	20	18	20	25	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Селявщина - Россоны				0	0	0	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Россоны - Клястицы	2	2	3	3	3	4	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Клястицы - Леонишено	10	12	14	13	15	18	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Леонишено - Освея	9	11	13	11	14	16	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Освея - Кохановичи	11	13	15	14	16	19	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Кохановичи - В / Двинск	14	17	20	18	21	25	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Освея - Сеньково	5	6	8	6	8	10	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Сеньково - Сарья	4	4	5	5	5	6	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Сарья - Отп. Бигосово	4	4	5	5	5	6	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Бигосово - В / Двинск	31	36	43	39	45	54	АС-35/6,2	АС-50/8	АС-50/8
Россоны - Горбачево	3	3	4	4	4	5	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Бигосово - Бигосово	28	32	39	35	40	49	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-50/8
Волынцы - Леонишено	22	25	30	28	31	38	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Шулятино - Селявщина	5	5	6	6	6	8	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Шулятино - Шулятино	10	11	14	13	14	18	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Боровуха - Боровуха	33	38	47	41	48	59	АС-35/6,2	АС-50/8	АС-50/8
Отп. Белое - Белое	5	6	7	6	8	9	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Волынцы - Дерновичи	9	10	12	11	13	15	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Освея - Дубровы	4	5	6	5	6	8	АС-35/6,2	АС-35/6,2	АС-35/6,2
Отп. Промплощадка - Промплощадка	59	69	85	74	86	106	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16

Участок воздушной линии от подстанции «Селявщина» до подстанции «Россоны» в нормальном режиме отключен со стороны ПС «Россоны» и ток по ней не протекает. Поэтому выберем для этого участка наименьшую площадь сечения провода 35 мм² и соответственно провод марки АС - 35/6,2.

Произведем проверку выбранных проводов по условию нагрева.

Для проверки выбранных проводов по условию нагрева, произведем расчет токов в линиях в послеаварийных режимах с помощью программы RastrWin. Токи в линиях в послеаварийных режимах должны быть меньше допустимых длительных токов по условию нагрева. Проверку проводов по условию нагрева отразим в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Проверка выбранных проводов по условию нагревания

Наименование участка	Допустимые длительные токи, А, при перспективном состоянии нагрузки			Максимальные токи в послеаварийных режимах, А, при перспективном состоянии нагрузки
	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
Районная. - Отп. Промплощадка	445	510	605	176	219	267
Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха	330	330	380	117	149	180
Отп. Боровуха - Гамзелево	210	210	265	83	107	130
Гамзелево - Отп. Белое	175	175	210	72	93	112
Отп. Белое - Заенки	175	175	175	66	87	104
Заенки - Отп. Шулятино	175	175	175	60	79	94
Селявщина - Росоны	175	175	175	45	59	69
Россоны - Клястицы	175	175	175	14	18	24
Клястицы - Леонишено	175	175	175	11	13	15
Леонишено - Освея	175	175	175	22	25	31
Освея - Кохановичи	175	175	175	32	33	41
Кохановичи - В / Двинск	175	175	175	36	37	46
Освея - Сеньково	175	175	175	20	24	30
Сеньково - Сарья	175	175	175	23	27	33
Сарья - Отп. Бигосово	175	175	175	30	35	45
Отп. Бигосово - В / Двинск	175	210	210	59	69	86
Россоны - Горбачево	175	175	175	3	4	5
Отп. Бигосово - Бигосово	175	175	210	29	34	41
Волынцы - Леонишено	175	175	175	36	42	51
Отп. Шулятино - Селявщина	175	175	175	50	65	77
Отп. Шулятино - Шулятино	175	175	175	11	14	17
Отп. Боровуха - Боровуха	175	210	210	34	41	51
Отп. Белое - Белое	175	175	175	6	7	8
Волынцы - Дерновичи	175	175	175	9	10	12
Освея - Дубровы	175	175	175	4	5	6
Отп. Промплощадка - Промплощадка	265	330	330	60	71	88

Рассмотрены следующие послеаварийные режимы:

) Отключены воздушные линии «Сокол-Россоны», «Леонишено-Освея» и «Волынцы-Леонишено». Подстанции «Леонишено», «Клястицы», «Горбачево», и «Россоны» питаются от подстанции «Селявщина». Подстанция «Дубровы» от подстанции «Освея».

) Отключены воздушные линии «Гамзелево-Заенки», «Леонишено-Освея» и «Волынцы-Леонишено». Подстанции «Леонишено», «Клястицы», «Горбачево», «Шулятино», «Заенки» и «Селявщина» питаются от подстанции «Россоны». Подстанция «Дубровы» от подстанции «Освея».

) Отключены воздушные линии «В. Двинск-Кохановичи» и «Леонишено-Освея». Подстанции «Кохановичи», «Освея», «Сеньково», и «Сарья» питаются от 1 секции подстанции «В. Двинск». Подстанции «Леонишено», «Клястицы», и «Горбачево» питаются от подстанции «Россоны».

) Отключены воздушные линии «В. Двинск-Кохановичи» и «Сеньково-Сарья». Подстанции «Кохановичи», «Сеньково», «Освея» и «Дубровы» питаются от подстанции «Леонишено».

) Отключены воздушные линии «В. Двинск-Сарья», «Клястицы-Леонишено» и «Волынцы-Леонишено». Подстанции «Дубровы» и «Леонишено» питаются от подстанции «Освея». Подстанции «Клястицы» и «Горбачево» питаются от подстанции «Россоны».

Как видно из таблицы 5.4, токи в линиях в послеаварийных режимах меньше допустимых токов по условию нагревания.

6. Выбор схемы и параметров сети при альтернативной системе напряжений 110/10 кВ для различных уровней нагрузок

Для альтернативной системы напряжений 110/10 кВ и существующей конфигурации исследуемого участка сети (рисунок 3.1) составим схему электрической сети (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 - Схема электрической сети при альтернативной системе напряжений

По причине перевода сети 35 кВ на напряжение 110 кВ в схему внесены следующие изменения:

на подстанции «Районная» установлена дополнительная ячейка с выключателем 110 кВ на 4 секции шин 110 кВ для подключения линии «Районная - Гамзелево» после перевода ее на напряжение 110 кВ;

питание подстанции «Промплощадка» осуществляется отпайкой от ВЛ 110 кВ «Районная - Стекловолокно 1» и отпайкой от вновь сооружаемой (в связи с переводом сети 35 кВ на напряжение 110кВ) ВЛ 110 кВ «Районная - Заенки»;

на подстанциях «Россоны», «Верхнедвинск», «Волынцы» и «Освея», на стороне 110 кВ, применена схема с одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещенным секционным и обходным выключателем, т.к. имеется 6 присоединений.

Схемы остальных подстанций оставим без изменений для того, чтобы сравниваемые варианты сети при различных системах напряжения были одинаковы по надежности электроснабжения и по эксплуатационным свойствам. При альтернативной системе напряжений, выберем трансформаторы для подстанций и сечения проводов для воздушных линий электропередач, при различных уровнях перспективной нагрузки (таблица 4.1). Выбор трансформаторов будем производить методом, описанным в п. 5. Выбор трансформаторов отразим в таблице 6.1.

По условию механической прочности, как описано в п. 5, в III районе по образованию гололеда наименьшая площадь сечения сталеалюминиевых проводов должна быть 35 мм².

Согласно [11], минимальный диаметр проводов воздушных линий по условию образования короны, при напряжении 110 кВ, должен быть 11,4 мм при одиночных проводах в фазе. Этот диаметр соответствует марке провода АС - 70/11. Поэтому минимальная площадь сечения выбираемых сталеалюминиевых проводов для воздушных линий 110 кВ должна быть 70 мм².

Таблица 6.1 - Выбор трансформаторов на подстанциях

Наименование ПС	Количество трансформаторов, шт.	Расчетная мощность трансформатора, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузки			Мощность выбранных трансформаторов, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузки
		П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
ПС 110/10 кВ Сарья	2	0,30	0,35	0,41	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Освея	2	0,51	0,58	0,69	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Бигосово	2	1,22	1,40	1,65	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Клястицы	2	0,37	0,43	0,50	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Дерновичи	1	0,54	0,62	0,73	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Сеньково	1	0,15	0,17	0,20	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Дубровы	1	0,23	0,27	0,31	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Леонишено	1	0,18	0,21	0,25	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Кохановичи	1	0,27	0,32	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Горбачево	1	0,15	0,17	0,20	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Селявщина	1	0,25	0,29	0,34	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Шулятино	1	0,54	0,62	0,73	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Белое	1	0,30	0,35	0,41	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Заенки	1	0,34	0,39	0,45	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Боровуха	1	1,91	2,20	2,58	2,5	2,5	6,3
ПС 110/10 кВ Гамзелево	1	0,64	0,74	0,87	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Промплощадка	2	2,4	2,7	3,2	2,5	6,3	6,3
ПС 110/10 кВ В-Двинск	2	2,1	2,4	2,8	2,5	2,5	6,3
ПС 110/10 кВ Волынцы	2	1,4	1,6	1,8	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Россоны	2	1,0	1,1	1,3	2,5	2,5	2,5
ПС 110/10 кВ Районная	2	1,3	1,5	1,8	2,5	2,5	2,5

Выбор сечений проводов для воздушных линий электропередач будем производить по методу экономической плотности тока. По [11] для времени использования максимума нагрузки от 3000 до 5000 часов значение нормативной экономической плотности тока принимаем равным J_Э = 1,1 А/мм². Согласно [10], снизим нормативную экономическую плотность тока до значения 0,8 А/мм². Конфигурация сети для альтернативной системы напряжений (рисунок 6.1) такая же, как и для существующей системы напряжений, поэтому рассчитаем для существующей сети (рисунок 3.1), при помощи программы RastrWin, мощности на участках линий в нормальных режимах исследуемой сети при различных перспективных нагрузках (таблица 4.1). По результатам расчета мощности в участках линий, используя формулу (6.1), определим токи в участках линий. Рассчитанные мощности и токи представим в таблице 6.2.

,                                             (6.1)

где S_i - полная мощность в i - ом участке линии.

Таблица 6.2 - Мощности и токи в участках линий

Наименование участка	Мощность на участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузки			Расчетный ток в участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузки
	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
Районная-Отп. Промплощадка	7,64	8,91	10,97	40,09	46,77	57,59
Отп. Промплощ-Отп. Боровуха	4,12	4,79	5,88	21,64	25,14	30,86
Отп. Боровуха - Гамзелево	2,12	2,49	3,03	11,14	13,05	15,91
Гамзелево - Отп. Белое	1,45	1,70	2,12	7,64	8,91	11,14
Отп. Белое - Заенки	1,15	1,33	1,70	6,05	7,00	8,91
Заенки - Отп. Шулятино	0,85	0,97	1,21	4,45	5,09	6,36
Селявщина - Россоны	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Россоны - Клястицы	0,12	0,12	0,18	0,64	0,64	0,95
Клястицы - Леонишено	0,61	0,73	0,85	3,18	3,82	4,45
Леонишено - Освея	0,55	0,67	0,79	2,86	3,50	4,14
Освея - Кохановичи	0,67	0,79	0,91	3,50	4,14	4,77
Кохановичи - В / Двинск	0,85	1,03	1,21	4,45	5,41	6,36
Освея - Сеньково	0,30	0,36	0,48	1,59	1,91	2,55
Сеньково - Сарья	0,24	0,24	0,30	1,27	1,27	1,59
Сарья - Отп. Бигосово	0,24	0,24	0,30	1,27	1,27	1,59
Отп. Бигосово - В. Двинск	1,88	2,18	2,61	9,86	11,45	13,68
Россоны - Горбачево	0,18	0,18	0,24	0,95	0,95	1,27
Отп. Бигосово - Бигосово	1,70	1,94	2,36	8,91	10,18	12,41
Волынцы - Леонишено	1,33	1,52	1,82	7,00	7,95	9,55
Отп. Шулятино - Селявщина	0,30	0,30	0,36	1,59	1,59	1,91
Отп. Шулятино - Шулятино	0,61	0,67	0,85	3,18	3,50	4,45
Отп. Боровуха - Боровуха	2,00	2,30	2,85	10,50	12,09	14,95
Отп. Белое - Белое	0,30	0,36	0,42	1,59	1,91	2,23
Волынцы - Дерновичи	0,55	0,61	0,73	2,86	3,18	3,82
Освея - Дубровы	0,30	0,36	0,42	1,59	1,91	2,23
Отп. Промплощадка - Промплощадка	3,58	4,18	5,15	18,77	21,95	27,05

Используя значения токов в участках линий из таблицы 6.3, по формуле (5.5) определим расчетную площадь сечения проводов. Выбираем провода с ближайшим стандартным значением площади сечения. Выбранные марки проводов и расчетные значения площадей сечения отразим в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Расчетная площадь сечения и выбранные марки проводов для участков линий

Наименование участка	Расчетное значение сечения провода, мм2, при перспективном состоянии нагрузки			Выбранные марки проводов, при перспективном состоянии нагрузки
	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
Районная. - Отп. Промплощадка	50	58	72	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха	27	31	39	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Боровуха - Гамзелево	14	16	20	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Гамзелево - Отп. Белое	10	11	14	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Белое - Заенки	8	9	11	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Заенки - Отп. Шулятино	6	6	8	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Селявщина - Россоны	0	0	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Россоны - Клястицы	1	1	1	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Клястицы - Леонишено	4	5	6	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Леонишено - Освея	4	4	5	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Освея - Кохановичи	4	5	6	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Кохановичи - В. Двинск	6	7	8	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Освея - Сеньково	2	2	3	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Сеньково - Сарья	2	2	2	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Сарья - Отп. Бигосово	2	2	2	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Бигосово - В / Двинск	12	14	17	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Россоны - Горбачево	1	1	2	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Бигосово - Бигосово	11	13	16	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Волынцы - Леонишено	9	10	12	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Шулятино - Селявщина	2	2	2	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Шулятино - Шулятино	4	4	6	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Боровуха - Боровуха	13	15	19	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Белое - Белое	2	2	3	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Волынцы - Дерновичи	4	4	5	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Освея - Дубровы	2	2	3	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11
Отп. Промплощадка - Промплощадка	23	27	34	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11

Участок воздушной линии электропередачи от подстанции «Селявщина» до подстанции «Россоны» в нормальном режиме отключен со стороны подстанции «Россоны» и тока в ней нет. Поэтому выберем для этого участка наименьшую по условию образования короны площадь сечения провода 70 мм² и соответственно провод марки АС - 70/11.

Произведем проверку выбранных проводов по условию нагрева. Для проверки выбранных проводов по условию нагрева, произведем расчет токов в линиях в послеаварийных режимах с помощью программы RastrWin. Токи в линиях в послеаварийных режимах должны быть меньше допустимых длительных токов по условию нагрева. Проверку проводов по условию нагрева отразим в таблице 6.4.

Рассмотрены послеаварийные режимы, указанные в п. 5.

Как видно из таблицы 6.4, токи в линиях в послеаварийных режимах меньше допустимых токов по условию нагревания.

Таблица 6.4 - Проверка выбранных проводов по условию нагревания

Наименование участка	Допустимые длительные токи, А, при перспективном состоянии нагрузки			Максимальные токи в послеаварийных режимах, А, при перспективном состоянии нагрузки
	П-1	П-2	П-3	П-1	П-2	П-3
Районная. - Отп. Промплощадка	265	265	265	41	47	56
Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха	265	265	265	30	33	38
Отп. Боровуха - Гамзелево	265	265	265	23	25	27
Гамзелево - Отп. Белое	265	265	265	22	23	25
Отп. Белое - Заенки	265	265	265	20	21	22
Заенки - Отп. Шулятино	265	265	265	18	19	20
Селявщина - Росоны	265	265	265	12	13	14
Россоны - Клястицы	265	265	265	6	6	6
Клястицы - Леонишено	265	265	265	7	7	8
Леонишено - Освея	265	265	265	9	9	10
Освея - Кохановичи	265	265	265	15	17	21
Кохановичи - В / Двинск	265	265	265	17	19	22
Освея - Сеньково	265	265	265	10	12	14
Сеньково - Сарья	265	265	265	9	11	13
Сарья - Отп. Бигосово	265	265	265	9	10	11
Отп. Бигосово - В. Двинск	265	265	265	16	18	21
Россоны - Горбачево	265	265	265	4	4	4
Отп. Бигосово - Бигосово	265	265	265	8	9	11
Волынцы - Леонишено	265	265	265	21	22	23
Отп. Шулятино - Селявщина	265	265	265	13	14	16
Отп. Шулятино - Шулятино	265	265	265	4	4	4
Отп. Боровуха - Боровуха	265	265	265	9	11	13
Отп. Белое - Белое	265	265	265	1	1	2
Волынцы - Дерновичи	265	265	265	3	3	3
Освея - Дубровы	265	265	265	1	1	2
Отп. Промплощадка - Промплощадка	265	265	265	17	19	23

7. Формирование расчетных режимов

Рассчитывать режимы исследуемого участка электрической сети будем при помощи программы RastrWin. За основу взят файл для расчета реальной электрической сети РУП «Витебскэнерго», в состав которой входит исследуемая электрическая сеть. Поэтому в этот файл будем вводить изменения соответствующие исследуемому режиму (уровень нагрузки, система напряжения и отключаемые линии в послеаварийном режиме) нашей части сети. Контроль результатов расчета характерных режимов будем вести по узлам и ветвям исследуемой части электрической сети. Исходные данные для расчетов представлены в таблицах А.1 - А.8 (Приложение А)

Значения U_min и U_max заданы в узлах нагрузки для того, чтобы можно было производить оптимизацию по напряжению после расчета режима. Процедура оптимизации выполняется для того, чтобы программа определила для каждого из трансформаторов наилучшее ответвление РПН.

Исходные данные по узлам для системы напряжений 110/35/10 кВ и состояний нагрузки П-2 и П-3 отличается от данных в таблице А.1 (Приложение А) только уровнем нагрузки.

Исходные данные по узлам для системы напряжений 110/10 кВ приведены для состояния нагрузки П-1, для состояний нагрузки П-2 и П-3 отличия только в уровне нагрузки.

Для каждой системы напряжений при каждом уровне нагрузки будем рассчитывать нормальный режим и послеаварийные указанные в п. 6. Т.к. исследуемая электрическая сеть является частью реальной электрической сети «Полоцких электросетей», то рассматриваемые послеаварийные режимы выбраны после анализа реальных послеаварийных режимов исследуемой сети. Рассматриваемые в п. 5 послеаварийные режимы, являются самыми тяжелыми, они возникают редко, только при критических природных явлениях (сильный снегопад, грозы, ураганы и т.п.).

8. Электрические расчеты и анализ их результатов при различных системах напряжений

Рассчитаем вручную режим для участка исследуемой сети (рисунок 3.1), от отпайки на ПС «Шулятино» до шин 10 кв ПС «Шулятино». При расчете примем систему напряжений 110/35/10 кВ и уровень нагрузки П-1.

632 S_O 6321 6320 P=0,48МВт

АС - 35/6,2 Q=0,25МВар=27,4 км

U₆₃₂=34,5кВ ТМН-1000/35

Рисунок 6.1 - Участок сети

Удельные значения параметров ВЛ-35кВ АС35/6,2 [10]:

r_о=0,777 Ом/км; х_о=0,446 Ом/км.

Технические данные трансформатора ТДН-1000/35 [10]:

Сопротивления и проводимости линии [19] [20]:

Ом,                     (8.1)

Ом.                             (8.2)

Нагрузочные потери мощности в трансформаторе [19] [20]:

,                   (8.3)

.       (8.4)

Поток мощности в точке 6321 [19] [20]:

,                                      (8.5)

,

где  - потери холостого хода в трансформаторе;

 - нагрузочные потери мощности в трансформаторе.

Нагрузочные потери мощности в линии [19] [20]:

,       (8.6)

.   (8.7)

Поток мощности в начале линии:

.

При напряжении 35кВ не учитывают поперечную составляющую потери напряжения. С учетом этого напряжение в точке 6321 [19] [20]:

. (8.8)

Напряжение в точке 6320 приведенное к стороне высшего напряжения:

.

Желаемое напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора [1]:

,               (8.9)

где  - номинальное напряжение шин низшего напряжения;

 - напряжение желаемое на шинах низшего напряжения в режиме наибольших нагрузок.

Напряжение одной регулировочной ступени РНП трансформатора [1]:

.                        (8.10)

Напряжение ответвления ближайшее к желаемому напряжению регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:

, ответвление -3×1,5%.

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции (в точке 6320) в режиме наибольших нагрузок [1]:

.                       (8.11)

Тогда отклонение напряжения в процентах составит [1]:

.       (8.12)

Рассчитаем потоки мощности и токи в линиях, напряжения на шинах 10 кВ подстанций, потери активной и реактивной мощности в исследуемой сети при различных системах напряжения для нормального и послеаварийных режимов при помощи программы RastrWin. Результаты расчетов представим в таблицах Б.1 - Б.7 (Приложение Б). Под стратегией S-1, примем стратегию развития сети при системе напряжений 110/35/10 кВ. Под стратегией S-2, примем стратегию развития сети при системе напряжений 110/10 кВ.

В таблицах Б.5 - Б.7 варианты 1 - 5 соответствуют послеаварийным режимам 1 - 5 описанным в п. 5. В таблицу Б.1 сведены максимальные токи в участках линий по результатам расчетов послеаварийных режимов. Из результатов таблицы Б.1 видно, что при системе напряжений 110/35/10 кВ токи в одних и тех же участках линий выше, чем при системе напряжений 110/10 кВ. Из данных таблицы Б.4 видно, что токи при нормальных режимах в участках линий выше при системе напряжений 110/35/10 кВ. Отсюда можно сделать вывод о том, что линии больше загружены при системе напряжений 110/35/10 кВ, а следовательно при этой системе напряжений более рационально сделаны капиталовложения. Но при системе напряжений 110/10 кВ у линий больше запас по загруженности линий в том случае, если реальные перспективные нагрузки окажутся более чем запроектированные.

При анализе результатов таблицы Б.2 видно, что нагрузочные потери активной мощности при системе напряжений 110/10 кВ почти в два раза меньше, чем при системе напряжений 110/35/10 кВ. Этот факт объясняется тем, что нагрузочные потери мощности обратно пропорциональны квадрату напряжения. По результатам таблицы 8.3 видно, что при системе напряжений 110/10 кВ потери реактивной мощности имеют отрицательный знак. Этот факт объясняется тем, что линии 110 кВ обладают значительной зарядной мощностью.

Расчет уровней напряжений на шинах 10 кВ подстанций проведен для послеаварийных режимов, чтобы проверить обеспечивается ли требуемый уровень напряжения в самых тяжелых послеаварийных режимах. Из анализа таблиц Б.5 - Б.7 можно сделать вывод о том, что при системе напряжений 110/35/10 кВ пределов регулирования РПН трансформаторов на некоторых подстанциях не хватает для того, чтобы обеспечить требуемые уровни напряжения. При системе напряжения 110/10 кВ при рассмотренных послеаварийных режимах на всех подстанциях при всех перспективных уровнях нагрузки обеспечивается требуемый уровень напряжения на шинах 10 кВ подстанций.

Для того чтобы обеспечить требуемые уровни напряжения на шинах 10 кВ подстанций в послеаварийных режимах при системе напряжений 110/35/10 кВ, установим компенсирующие устройства на шинах 10 кВ подстанций. Мощность компенсирующих устройств выберем равной реактивной нагрузке подстанций. Проанализировав таблицы Б.5 - Б.7 и проведя экспериментальные расчеты, выберем места установки компенсирующих устройств. Выбор отразим в таблице Б.8 (Приложение Б).

Произведем расчет уровней напряжений на шинах 10 кВ подстанций в послеаварийных режимах после установки компенсирующих устройств для системы напряжений 110/35/10 кВ при различных уровнях нагрузки. Результаты сведем в таблицу Б.9 (Приложение Б). Из таблицы Б.8 видно, что после установки компенсирующих устройств на всех подстанциях на шинах 10 кВ удается поддерживать требуемые уровни напряжений в послеаварийных режимах.

Подводя итог, всего выше сказанного, можно сделать вывод о том, что у системы напряжений 110/10 кВ больше преимуществ, чем у системы 110/35/10 кВ.

9. Выбор критерия оптимальности для одноцелевой задачи с учетом возможной динамики нагрузок

У нас имеется природная неопределенность, заключающаяся в том, что нам неизвестны нагрузки на перспективный период (10 лет). Известно лишь, что нагрузки могут быть в трех состояниях: не изменятся; увеличатся на 15%; увеличатся на 35%. Причем вероятность появления каждого из состояний нагрузки нам не известны. В этих условиях для выбора оптимальной стратегии воспользуемся следующими критериями [4], [5]: критерий Лапласа и критерий пессимизма-оптимизма Гурвица (используя платежную матрицу и матрицу рисков, изменяя значение α от 0 до 1 с шагом 0,1).

Теперь необходимо рассчитать стоимость передачи электроэнергии для каждой стратегии при каждом состоянии нагрузки и составить платежную матрицу.

Стоимость передачи электроэнергии:

,                         (9.1)

где Е_Н - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат, 0,12;

К и И - капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы во все вновь вводимые элементы сети;

Т_НБ - число часов использования максимума нагрузки, 4000 ч.;

Р_НБ - максимальная нагрузка.

Для укрупненного расчета капитальных затрат воспользуемся эмпирическими формулами [4], [5].

Капитальные затраты состоят из затрат на подстанции и затрат на линии. Капитальные затраты на 1 км линии напряжением от 35 кВ до 750 кВ могут быть определены по формуле:

,                        (9.2)

где А_Л, В_Л, С_Л, - коэффициенты аппроксимации из [4] переведенные из у.д.е. в тыс. белорусских рублей по курсу 1:3100;

F - сечение одной фазы линии, мм².

Рассчитаем капитальные затраты на сооружение воздушной линии электропередачи от ПС «Районная» до отпайки на ПС «Промплощадка» для первой стратегии и уровня нагрузки П-1.

,                               (9.3)

.             

Для остальных участков линий расчет капитальных затрат сведем в таблицу В.1 (Приложение В). Для первой стратегии и уровня нагрузки П-2 и П-3 расчет капитальных затрат на сооружение линий электропередач сведем в таблицы В.2 и В.3 (Приложение В) соответственно.

Для второй стратегии при уровне нагрузки П-1, П-2 и П-3 сечения на участках не изменяются. Поэтому и капитальные затраты на сооружение линий электропередач для разных уровней нагрузки одинаковые. Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для второй стратегии представим в таблице В.4 (Приложение В).

Капитальные затраты на подстанцию могут быть представлены в виде:

,                    (9.4)

где m_Т, m_В, m_К, - число трансформаторов, ячеек с включателями, компенсирующих устройств соответственно;

К_В, К_Т, К_К - стоимость ячеек с выключателем, трансформатора, компенсирующего устройства;

К_П - постоянная часть затрат на подстанцию.

Стоимость одного трансформатора:

,                            (9.5)

где А_Т, В_Т, С_Т, - коэффициенты аппроксимации [4];

U_НОМ - высшее напряжение трансформатора, кВ;

к - поправочный коэффициент, для двухобмоточных трансформаторов 1, для трехобмоточных трансформаторов 1,269;

S_Тном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Стоимость одной ячейки с выключателем:

,                                     (9.6)

где А_В, В_В, - коэффициенты аппроксимации [4].

Стоимость компенсирующего устройства:

,                                              (9.7)

где А_К, - коэффициент аппроксимации [4];

Q_K - мощность компенсирующего устройства, Мвар.

Постоянная часть затрат приближенно:

,                                    (9.8)

где А_П, В_П, - коэффициенты аппроксимации [4].

Рассчитаем стоимость одного трех обмоточного трансформатора с номинальными напряжениями обмоток 110/35/10 кВ мощностью 10 МВ·А:

.  

Расчет стоимости всех остальных трансформаторов сведем в таблицу В.5 (Приложение В).

На подстанциях при первой стратегии устанавливаются выключатели номинального напряжения 110 кВ и 35 кВ, во второй стратегии только 110 кВ. Рассчитаем стоимости ячеек с выключателями 110 кВ и 35 кВ:

,                       

.                       

Рассчитаем стоимость компенсирующего устройства мощностью 0,5 Мвар, устанавливаемого на ПС «Россоны» при первой стратегии и уровне нагрузки П-1:

.                              

Стоимость остальных компенсирующих устройств устанавливаемых на подстанциях при первой стратегии и различных уровнях нагрузки сведем в таблицу В.6 (Приложение В).

Рассчитаем постоянную часть затрат в подстанции с высшим напряжением 110 кВ и 35 кВ:

,                     

.                     

Посчитаем капитальные затраты в подстанцию «Верхнедвинск» для первой стратегии при состоянии нагрузки П-1. Устанавливаются два трехобмоточных трансформатора мощностью 10 МВ·А. Компенсирующих устройств нет. Устанавливаются 1 выключатель 110 кВ и 5 выключателей 35 кВ.

.    

Расчет капитальных затрат в остальные подстанции для различных стратегий при различных уровнях нагрузки сведем в таблицы В.7 - В.12 (Приложение В).

Годовые эксплуатационные расходы:

,                  (9.9)

где р_а, р_то, - отчисления на амортизацию и текущий ремонт, для ВЛ 35 кВ и выше на ж/б опорах р_а=0,024 и р_то=0,004, а для силового электрооборудования и распределительных устройств до 150 кВ р_а=0,064 и р_то=0,03 [13];

ΔW_Х, ΔW_Н - потери энергии холостого хода и нагрузочные;

β_Х, β_Н - стоимость 1 кВт·ч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь, принимаем

.

,                               (9.10)

где ΔР_ХΣ - суммарные потери активной мощности холостого хода.

,                                   (9.11)

где ΔР_НΣ - суммарные нагрузочные потери активной мощности;

τ - время максимальных потерь.

.      (9.12)

Рассчитаем, по результатам расчета потерь активной мощности в программе RastrWin, потери энергии холостого хода и нагрузочные для первой стратегии при состоянии нагрузки П-1.

,                           

.                         

Расчет потерь энергии холостого хода и нагрузочных для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблицах В.13 - В.14 (Приложение В).

Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы для первой стратегии при состоянии нагрузки П-1:

Результаты расчета годовых эксплуатационных расходов для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.15 (Приложение В).

Рассчитаем стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при уровне нагрузке П-1.

.           

Результаты расчета стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.16 (Приложение В).

10. Выбор оптимального варианта системы напряжений в условиях неопределенности

Таблица 10.1 - Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	49,98	44,05	38,23
S-2	79,67	69,57	59,64

В платежной матрице (таблица 10.1) целевую функцию необходимо минимизировать. Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации [4], [5]:

,                                  (10.1)

где А>а _{ij max}, а _{ij max} - наибольшее значение элемента платежной матрицы таблица 10.1. А=80.

Используя выражение (10.1), преобразуем платежную матрицу стоимости передачи электроэнергии.

Таблица 10.2 - Преобразованная платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	30,02	35,95	41,77
S-2	0,33	10,43	20,36

На основании платежной матрицы, составим платежную матрицу рисков, используя выражение [4], [5]:

,                             (10.2)

где а _ij -элемент платежной матрицы таблица 10.2.

Таблица 10.3 - Платежная матрица рисков

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	0,00	0,00	0,00
S-2	29,69	25,52	21,41

Из таблиц 10.1 - 10.3 видно, что предпочтительна при любом состоянии нагрузки первая стратегия, но для формальности проведем выбор оптимальной стратегии по критериям, выбранным в п. 9.

По критерию Лапласа.

Предположим, что вероятности появления перспективных состояний нагрузки неизвестны. Воспользуемся принципом недостаточного основания, согласно которого все вероятности назначаются одинаковые.

.                                (10.3)

На основании преобразованной платежной матрицы (таблица 10.2), для каждой стратегии определим математическое ожидание выигрыша [4], [5].

,                                    (10.4)

,                       

.                        

Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию, для которой значение a_i максимально [4], [5].

,                                  (10.5)

.                    

Следовательно, в качестве оптимальной стратегии, выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наибольшее значение математического ожидания выигрыша.

Рассмотрим это же решение на основании платежной матрицы рисков (таблица 10.3) для каждой стратегии определим математическое ожидание риска [4], [5]:

,                                      (10.6)

,                                        

.             

Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию, для которой значение r_i минимально [4], [5]:

,                                    (10.7)

.

Следовательно, в качестве оптимальной стратегии, выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наименьшее значение математического ожидания риска.

По критерию оптимизма пессимизма Гурвица.

Используем преобразованную платежную матрицу (таблица 10.2) и выражение [4], [5]:

.                        (10.8)

Значение коэффициент оптимизма α от 0 до 1 будем менять с шагом 0,1. Для первой стратегии при α=0,1 рассчитаем:

        

       

Тогда критерий Гурвица:

.                                    

При коэффициенте оптимизма 0,1 по критерию Гурвица выгодна первая стратегия.

Результаты расчетов для других значений коэффициента оптимизма сведем в таблицу 10.4.

Таблица 10.4 - Результаты выбора оптимальной стратегии по критерию Гурвица при использовании платежной матрицы

Стратегия	Коэффициент оптимизма α
	0	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
S-1	41,8	40,6	39,4	38,2	37,1	35,9	34,7	33,5	32,4	31,2	30,0
S-2	20,4	18,4	16,4	14,4	12,4	10,3	8,3	6,3	4,3	2,3	0,3
Значение критерия Гурвица	41,8	40,6	39,4	38,2	37,1	35,9	34,7	33,5	32,4	31,2	30,0
Выбранная стратегия по критерию Гурвица	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1

Из таблицы следует, что при всех значениях  оптимальна первая стратегия.

Используем матрицу рисков (таблица 10.3) и выражение [4], [5]:

.                           (10.9)

Без проведения расчетов видно, что оптимальная будет первая стратегия, т.к. все элементы матрицы рисков для первой стратегии равны 0. Результаты принятия решений по различным критериям сведем в таблицу 10.5.

Таблица 10.5 - Результаты принятия решений по различным критериям.

Критерий	Предпочтительная стратегия
Лапласа: платежная матрица; матрица рисков. Гурвица при всех значениях α: платежная матрица; матрица рисков.	1 1  1 1

Из таблицы 10.5 подтверждается, сделанное на основе анализа таблиц 10.1 - 10.3, заключение о том, что при любом из принятых перспективных состояний нагрузки выгодна первая стратегия, т.е. система напряжений 110/35/10 кВ. Но решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, означает, что значения других локальных критериев (площади занимаемых земель, потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14], [17], [18], что не соответствует действительности. Поэтому для окончательного принятия решения по оптимальной стратегии необходимо применить многокритериальный подход.

11. Статистический анализ информации о площадях подстанций 110/35/10, 110/10, 35/10 кВ и ее обработка

При проектировании электроэнергетических систем одним из критериев выбора рационального варианта является площадь земель, отводимых под подстанции и линии электропередачи. Ниже произведен статистический анализ зависимости площади занимаемых подстанцией земель от суммарной мощности, установленных на ней трансформаторов. Анализ выполнен по подстанциям Полоцких электросетей. Исходные данные по подстанциям представлены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Данные о площадях подстанций и мощности трансформаторах установленных на них.

Название подстанции	Занимаемая площадь, м2	Мощность трансформатора Т-1, МВ·А	Мощность трансформатора Т-2, МВ·А
ПС Мясокомбинат со сборными нинами 110кВ	7905,1	10	10
ПС Лепель со сборными нинами 110кВ	9568	10	16
ПС Чашники со сборными нинами 110кВ	8139,6	16	10
110/35/10 кВ Россоны	4617	16	4
110/35/10 кВ Верхнедвинск	4555,2	10	10
110/35/10 кВ Волынцы	3910	6,3	6,3
110/35/10 кВ Сорочино	3525,1	6,3	2,5
110/35/10 кВ Ушачи	2940	6,3	10
110/35/10 кВ Дисна	4650	10	5,6
110/10 кВ Новополоцкая	3150	25	25
110/10 кВ Новолукомль	2720	6,3	6,3
110/10 кВ Фариново	1904,4	10	6,3
110/10 кВ Боровка	2538	6,3	2,5
110/10 кВ Гравийная	1800	6,3	6,3
110/10 кВ Вацлавово	1936,8	2,5	-
110/10 кВ Заслоново	2592	6,3	-
110/10 кВ Вороничи	1691,3	2,5	-
110/10 кВ Слобода	2184	2,5	-
110/10 кВ Морозенки	1774,8	2,5	-
110/10 кВ Гомель	480,48	-
110/10 кВ Ветрино	651	6,3	-
35/10 кВ Поплавки	1389,6	1,6	2,5
35/10 кВ Весницк	875	1,8	2,5
35/10 кВ Клястицы	1095,4	1,6	2,5
35/10 кВ Бигосово	1504	2,5	4
35/10 кВ Освея	1109,6	3,15	2,5
35/10 кВ Сарья	744	1,6	2,5
35/10 кВ Белое	370,2	1,6	-
35/10 кВ Леонешино	972	1,6	-
35/10 кВ Заенки	156,25	3,15	-
35/10 кВ Селявщина	1389,6	2,5	-
35/10 кВ Горбачево	370,8	2,5	-
35/10 кВ Дерновичи	378	2,5	-
35/10 кВ Боровуха	360	5,6	-
35/10 кВ Дубровы	370,2	1,6	-
35/10 кВ Кохановичи	1814	1,6	-
35/10 кВ Сеньково	792	2,5	-
35/10 кВ Шулятино	156,3	2,5	-
35/10 кВ Гамзелево	1404	3,15	-

Для статистического анализа информации о площадях подстанций и построения эмпирических зависимостей сделаем градацию подстанций по напряжению и количеству трансформаторов.

При построении зависимостей будем пользоваться программой «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами» версии 1.1, разработанной на кафедре «Электроснабжение» энергетического факультета БНТУ. Площадь занимаемую подстанцией обозначим У, а суммарную мощность трансформаторов обозначим Х.

Были получены следующие статистические зависимости.

Подстанции со сборными шинами 110кВ.

Линейная функция имеет вид:

,                                 (11.1)

где S_ПЛ - площадь подстанции, м²;

S_НОМт - суммарная номинальная мощность трансформаторов, МВ·А.

Подстанции 110/35/10 кВ с двумя трансформаторами.

Экспоненциальная функция имеет вид:

.                             (11.2)

Подстанции 35/10 кВ с одним трансформатором.

Гиперболическая функция имеет вид:

.                                (11.3)

Подстанции 35/10 кВ с двумя трансформаторами.

Параболическая функция имеет вид:

.                              (11.4)

Подстанции 35/10 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).

Параболическая функция имеет вид:

.                            (11.5)

Подстанции 110/10 кВ с двумя трансформаторами.

Параболическая функция имеет вид:

.                         (11.6)

Подстанции 110/10 кВ с одним трансформатором.

Линейная функция имеет вид:

.                                  (11.7)

Гиперболическая функция имеет вид:

.                                       (11.8)

Подстанции 110/10 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).

Параболическая функция имеет вид:

.                                (11.9)

12. Экологическая оценка объектов электрической сети

Опишем, какое воздействие оказывают подстанции и воздушные линии электропередач на окружающую среду.

Согласно [15] воздушные линии электропередач обладают следующими характерными факторами, воздействующими на окружающую среду:

- изъятие земли под опоры воздушные линии для постоянного пользования;

изъятие полосы земельных участков по трассе воздушных линий во временное пользование на период ее строительства;

изъятие пространства из пользования для других целей;

выделение охранных зон вдоль воздушных линий с ограничением в них хозяйственной деятельности;

вырубка просек в лесных массивах по трассе воздушных линий;

загромождение поля зрения, воздействие на зрительное восприятия пейзажа;

воздействие электромагнитного поля вблизи воздушных линий на живые организмы;

возникновение акустических шумов;

возникновение помех теле- и радиоприема, влияние на работу средств связи;

иссушение грунта при работе заземлителей, возникновение электрокоррозии подземных сооружений;

выделение озона и окислов азота при коронировании проводов.

Оценим воздействие на окружающую среду воздушных линий 110 кВ «Волынцы - Верхнедвинск» длиной 21,5 км. Для оценки воздействия наиболее значимых факторов влияния воздушные линии на окружающую среду, рассчитаем значения локальных критериев.

Определим площадь отчуждения земли под опоры воздушных линий.

,                      (12.1)

где S₁ - площадь отчуждения земли на 1 км воздушные линии по [15], га/км.

Площадь защитной зоны воздушные линии:

,                        (12.2)

где S_З1 - площадь одного километра охранной зоны воздушной линии по [15], га/км.

Площадь вырубки леса вдоль воздушной линии:

,                       (12.3)

где S_П1 - площадь одного километра просеки вдоль воздушной линии по [15], га/км.

Отклонение коэффициента эстетичности:

,                      (12.4)

где Н_Σ - Полная высота опоры, м;

L_Т - длинна траверсы, м.

Подстанции, как элементы электрических сетей, обладают следующими характерными факторами, воздействующими на окружающую среду [16]:

- изъятие земли под территорию подстанции и под обустройство дороги к подстанции для постоянного пользования;

вырубка лесных насаждений под территорию подстанции;

нарушение экологии вследствие утечки масла;

загромождение поля зрения и воздействие на зрительное восприятия пейзажа;

воздействие электромагнитного поля вблизи подстанции на живые организмы;

возникновение акустических шумов;

возникновение помех теле- и радиоприема, влияние на работу средств связи;

иссушение грунта при работе заземлителей, возникновение электрокоррозии подземных сооружений;

выделение озона и окислов азота при коронировании токопроводящих шин.

В п. 11 была проведена работа по статистическому анализу площадей подстанций. Была рассмотрена зависимость площади земельного участка занимаемого подстанцией от суммарной мощности установленных трансформаторов. На основании анализа, при помощи программы «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами», были составлены экспериментальные зависимости для каждого вида подстанции (однотрансформаторные 110/10 кВ, двухтрансформаторные 110/10 кВ и т.п.). При помощи выведенных зависимостей, для каждого вида подстанции, зная суммарную мощность трансформаторов, можно найти приблизительную площадь земельного участка подстанции. Рассчитаем, по выведенной в п. 11 параболической зависимости (формула 11.2) для двухтрансформаторных подстанций 110/35/10 кВ, площадь земельного участка отводимого для подстанции «Волынцы» с суммарной мощностью трансформаторов 20 МВ·А (стратегия S-1 при уровне нагрузки П-3):

           

где S_ТР - суммарная мощность трансформаторов, МВ·А.

13. Выбор локальных критериев для многоцелевой оптимизации и принципов сведения многоцелевой задачи к одноцелевой

Для решения многоцелевой задачи будем использовать следующие локальные критерии: капитальные затраты (К), годовые потери электроэнергии (ΔW), площадь отчуждаемых земель под линии и подстанции (S).

Будем считать, что принятые для решения многоцелевой задачи локальные критерии, неравнозначны. Зададимся двумя вариантами значимости локальных критериев (капитальные затраты, годовые потери электроэнергии, площадь отчуждаемых земель):

ряд приоритета (1, 2, 3), и вектор приоритета (1,1; 2,5; 2,1);

ряд приоритета (1, 2, 3), и вектор приоритета (2; 1,9; 1,6).

Теперь рассчитаем весовые коэффициенты для первого варианта значимости локальных критериев [4] [5].

,                        

,                         

.                        

Аналогично рассчитаем весовые коэффициенты для второго варианта значимости локальных критериев и их значения сведем в таблицу 13.1

Таблица 13.1 - Значения весовых коэффициентов

Локальный критерий	Значение весового коэффициента при варианте значимости локальных критериев
К	0,44	0,57
ΔW	0,4	0,28
S	0,16	0,15

Нормализацию локальных критериев будем производить относительно максимально возможного разброса значений. Для сведения многоцелевой задачи к одноцелевой будем использовать следующие принципы: принцип весовых коэффициентов, принцип справедливого компромисса и принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев. После приведения задачи к одноцелевой, для выбора оптимальной стратегии, будем использовать критерий Лапласа (используя принцип недостаточного основания Лапласа) и критерий пессимизма-оптимизма Гурвица (используя платежную матрицу и матрицу рисков, изменяя значение α от 0 до 1 с шагом 0,1).

Значения капитальных затрат и потерь электроэнергии для различных стратегий при различных уровнях нагрузки рассчитаны ранее. Рассчитаем площадь отчуждаемых земельных участков под линии и подстанции. Суммарная длина воздушных линий равна 312,7 км. Площадь отчуждаемых земельных участков под опоры воздушных линий рассчитаем по формуле (12.1).

Подсчитаем суммарную площадь земельных участков занимаемых подстанциями и линиями для первой стратегии при уровне нагрузки П-1.

,                         (13.1)

S_ЛΣ - суммарная площадь земельных участков, отводимых под линии;

S_ПΣ - суммарная площадь земельных участков, отводимых под подстанции.

14. Технико-экономическая оценка различных систем напряжений с учетом неопределенности исходной информации на основе многокритериального подхода

Составим матрицы локальных критериев для двух стратегий при каждом уровне нагрузки (таблицы Д.1 - Д.3 приложение Д).

Локальные критерии имеют различные размерности, поэтому выполним нормализацию. Нормализацию будем производить относительно максимально возможного разброса значений [4] [5].

,                 (14.1)

где ;

.

Для локального критерия е₁ (капитальные затраты) нормализованные локальные критерии:

,                               

.                               

Матрицы нормализованных локальных критериев, при различных уровнях нагрузки, представим в таблицах Д.4 - Д.6 (Приложение Д).

Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации, используя выражение (10.1). Пусть А=27. Результаты преобразования сведем в таблицы Д.7 - Д.9 (Приложение Д)

Произведем выбор оптимальной стратегии при состоянии нагрузки П-1, приняв значение весовых коэффициентов: λ₁=0,44, λ₂=0,4 и λ₃=0,16.

Принцип весовых коэффициентов.

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4] [5]:

,                                    (14.2)

,              

.             

Теперь решим задачу [4], [5]:

.                 (14.3)

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна вторая стратегия.

Принцип справедливого компромисса.

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4], [5]:

,                                       (14.4)

,                          

.                          

Теперь решим задачу [4], [5]:

.                      

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна вторая стратегия.

Принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев.

Найдем локально оптимальные значения критериев [4], [5]:

,                    (14.4)

,                       

.                             

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4], [5]:

,   (14.5)

,

.

Теперь решим задачу [4], [5]:

.

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна первая стратегия.

Выполним аналогичные расчеты для уровней нагрузки П-2 и П-3. Результаты расчетов сведем в таблицу Д.10 (Приложение Д).

Произведем учет неопределенности исходной информации при выборе предпочтительной стратегии.

Определим коэффициенты оптимальности по формуле [15]:

,                                          (14.6)

где L - общее число методов, которые используются для сведения многокритериальной задачи к однокритериальной, равно 3;

Z_jm - число принципов, по которым оптимальна j-ая стратегия при m-ом уровне нагрузки.

Для уровня нагрузки П-1 коэффициенты оптимальности будут равны:

,                                      

.                                     

В матрице коэффициентов оптимальности, стратегия S-1 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому, при выбранных значениях весовых коэффициентов, оптимальной является стратегия S-2, которой соответствует система напряжений 110/10/0,38 кВ.

Теперь произведем аналогичные расчеты при значениях весовых коэффициентов: λ₁=0,57, λ₂=0,28 и λ₃=0,15.

В матрице коэффициентов оптимальности, стратегия S-2 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому, при выбранных значениях весовых коэффициентов, оптимальной является стратегия S-1, которой соответствует система напряжений 110/35/10/0,38 кВ.

Подводя итог, можно сделать вывод, что выбор оптимальной стратегии зависит от значимости локальных критериев. При первом варианте значимости локальных критериев (λ₁=0,44, λ₂=0,4 и λ₃=0,16) оптимальна стратегия S-2, соответствующая системе напряжений 110/10/0,38 кВ. При втором варианте значимости локальных критериев (λ₁=0,57, λ₂=0,28 и λ₃=0,15) оптимальна стратегия S-1, соответствующая системе напряжений 110/35/10/0,38 кВ. В первом варианте значимость капитальных затрат в 1,1 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 2,04 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость.

Заключение

В ходе выполнения дипломной работы определение целесообразности применения системы напряжений 100/10/0,38 кВ для распределительных сетей решалось с точки зрения проектирования электрической сети в условиях неопределенности исходной информации (уровень нагрузки).

Проектировалась существующая электрическая сеть по двум стратегиям (при системе напряжений 110/35/10/0,38 кВ и 110/10/0,38 кВ) при трех уровнях перспективной нагрузки. Выбор оптимальной стратегии производился путем решения одноцелевой задачи и многоцелевой задачи в условиях неопределенности.

При решении одноцелевой задачи, по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, оптимальной стратегией является первая стратегия (система напряжения 110/35/10/0,38 кВ). Однако, как было указано выше, решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, означает, что другие локальные критерии (качество электроэнергии, потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14], что не соответствует действительности.

При решении многоцелевой задачи однозначного выбора в пользу первой или второй стратегии, сделано не было. При первом варианте значимости локальных критериев (λ₁=0,44, λ₂=0,4 и λ₃=0,16) оптимальна вторая стратегия (система напряжений 110/10/0,38 кВ). При втором варианте значимости локальных критериев (λ₁=0,57, λ₂=0,28 и λ₃=0,15) оптимальна первая стратегия (система напряжений 110/35/10/0,38 кВ). Можно сделать вывод о том, что выбор оптимальной стратегии зависит от задаваемых значений весовых коэффициентов. В первом варианте значимость капитальных затрат в 1,1 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 2,04 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость. Однозначный выбор оптимальной стратегии можно сделать только после назначения значений весовых коэффициентов группой экспертов.

В результате выполнения данной работы, можно сделать следующее заключение:

о целесообразности применения системы напряжений 110/10/0,38 кВ нельзя сделать однозначный вывод, для каждого конкретного участка распределительной сети необходимо принимать отдельное решение на основании многокритериального подхода при нескольких стратегиях;

необходимо разработать методику, позволяющую рассчитать надежности сложной распределительной сети, чтобы ввести надежность в качестве локального критерия при решении многокритериальной задачи.

Список использованных источников

1.   Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. - Мн.: Высшая школа, 1988. - 308 с.

2.      Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. - Мн.: УП Технопринт, 2001. - 55 с.

.        Баркан Я.Д. Основы эксплуатации энергосистем. - М.: Высшая школа, 1990. - 304 с.

.        Федин В.Т., Фурсанов М.И. Основы проектирования энергосистем Часть I II - Мн.: БНТУ, 2010. - 523 с.

.        Федин В.Т. Принятие решений при проектировании развития электроэнергетических систем - Мн.: УП Технопринт, 2000.

.        Техника безопасности при строительно-монтажных работах в энергетике: Справочное пособие, Под редакцией П.А. Долина. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

.        Межотраслевые правила по охране труда при работе в электроустановках. - Минск, 2009 - 183 с.

.        Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций - М-Энергоатомиздат, 1986. - 608 с.

.        Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие - Ростов н/Д., Феникс, 2006. - 720 с.

.        «Справочник по проектированию электрических сетей» под редакцией Файбисовича Д.Л., 2005. -349 с.

.        Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоиздат, 2006. -640 с.

.        Поспелов Т.Е., Федин В.Т., Лычев П.В. Электрические системы и сети. - Мн Технопринт, 2004. - 720 с.

.        Справочник по проектированию электрических систем. Под ред, С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 2-е изд., перераб., и доп. - М.: Энергия, 1985. - 352 с.

.        Лещинская Т.Б. Применение методов многокритериального выбора при оптимизации систем электроснабжения сельских районов, Электричество, №1, 2003.

.        Федин В.Т., Корольков А.В. Многокритериальная оценка экологических характеристик воздушных ЛЭП. - Мн.: Технопринт, 2002.

.        Свидерская О.В., Свидерский В.Ф. Об эколого-экономическом критерии оценки вариантов электропередач, Известия ВУЗов, №3-4, 1997.

.        Щавелев Д.С., Гук Ю.Б., Окороков В.Р., Папин А.А. Принципы многоцелевой оптимизации больших систем в энергетике. - Электричество, №2, 1974.

.        Лещинская Т.Б. Улучшение технико-экономических показателей систем электроснабжения сельских районов. - Электричество, №2, 1989.

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

.        Лычев П.В., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Решение практических задач. Мн.: Дизайн ПРО, 1997. - 192 с.