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/мм2Количество участков линий, шт. Процент от общего числа линий данного сечения, %1,2-1,0001,0-0,8950,8-0,61780,6-0,439190,4-0,256270,2-08441Итого:205100

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/мм2Количество участков линий, шт.Процент от общего числа линий данного сечения, %1,2-1,0221,0-0,8110,8-0,6860,6-0,4650,4-0,244350,2-06451Итого:125100

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 ПССостояния природы (нагрузки) на перспективный периодП1П2П3P, МВтQ, МварP, МВтQ, МварP, МВтQ, МварПС 110/35/10 кВ Промплощадка2,7241,8483,132,133,682,49ПС 110/35/10 кВ В. Двинск5,172,815,953,236,983,79ПС 110/35/10 кВ Волынцы4,762,475,472,846,433,33ПС 110/35/10 кВ Россоны1,210,591,390,681,630,80ПС 35/10 кВ Дерновичи0,470,260,540,300,630,35ПС 35/10 кВ Сеньково0,130,070,150,080,180,09ПС 35/10 кВ Дубровы0,210,10,240,120,280,14ПС 35/10 кВ Леонишено0,160,090,180,100,220,12ПС 35/10 кВ Сарья0,370,210,430,240,500,28ПС 35/10 кВ Освея0,630,330,720,380,850,45ПС 35/10 кВ Кохановичи0,210,110,240,130,280,15ПС 35/10 кВ Бигосово1,520,781,750,902,051,05ПС 35/10 кВ Горбачево0,130,070,150,080,180,09ПС 35/10 кВ Клястицы0,460,250,530,290,620,34ПС 35/10 кВ Селявщина0,230,110,260,130,310,15ПС 35/10 кВ Шулятино0,480,250,550,290,650,34ПС 35/10 кВ Белое0,270,140,310,160,360,19ПС 35/10 кВ Заенки0,290,170,330,200,390,23ПС 35/10 кВ Боровуха1,790,682,060,782,420,92ПС 35/10 кВ Гамзелево0,560,320,640,370,760,43

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, UВН=35 кВ и UНН=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 ПСКоличество трансформаторов, шт.Расчетная мощность трансформатора, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиМощность выбранных трансформаторов, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3ПС 35/10 кВ Сарья20,300,350,410,630,630,63ПС 35/10 кВ Освея20,510,580,690,630,631,0ПС 35/10 кВ Бигосово21,221,401,651,61,62,5ПС 35/10 кВ Клястицы20,370,430,500,630,630,63ПС 35/10 кВ Дерновичи10,540,620,730,630,631,0ПС 35/10 кВ Сеньково10,150,170,200,630,630,63ПС 35/10 кВ Дубровы10,230,270,310,630,630,63ПС 35/10 кВ Леонишено10,180,210,250,630,630,63ПС 35/10 кВ Кохановичи10,240,270,320,630,630,63ПС 35/10 кВ Горбачево10,150,170,200,630,630,63ПС 35/10 кВ Селявщина10,250,290,340,630,630,63ПС 35/10 кВ Шулятино10,540,620,730,630,631,0ПС 35/10 кВ Белое10,300,350,410,630,630,63ПС 35/10 кВ Заенки10,340,390,450,630,630,63ПС 35/10 кВ Боровуха11,912,202,582,52,54,0ПС 35/10 кВ Гамзелево10,640,740,871,01,01,0ПС 110/35/10 кВ Промплощадка трансформатор 110/10 кВ12,352,703,172,56,36,3ПС 110/35/10 кВ Промплощадка трансформатор 35/10 кВ12,352,703,172,54,04,0

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 ПСКол-во трансформаторов, шт., МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиМощность выбранных

трансформаторов, МВ·А,

при перспективном состоянии нагрузкиП1П2П3П1П2П3ПС 110/35/10 кВ В-Двинск27,1818,2589,694101010ПС 110/35/10 кВ Волынцы25,6046,4457,5656,31010ПС 110/35/10 кВ Россоны трансформатор 110/35/10 кВ13,0543,5124,1236,36,36,3ПС 110/35/10 кВ Россоны трансформатор 35/10 кВ10,9621,1061,2981,01,61,6ПС 110/35/10 кВ Районная27,0118,0629,464101010

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

EO - 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);

rO - радиус провода, см.

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

кВ/см, (5.4)

где Dср - 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 JЭ = 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 участкаТок в участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузкиРасчетное значение сечения провода, мм2, при перспективном состоянии нагрузкиВыбраные марки проводов, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3П-1П-2П-3Районная. - Отп. Промплощадка126147181158184226АС-150/24АС-185/29АС-240/32Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха6879978599121АС-95/16АС-95/16АС-120/19Отп. Боровуха - Гамзелево354150445163АС-50/8АС-50/8АС-70/11Гамзелево - Отп. Белое242835303544АС-35/6,2АС-35/6,2АС-50/8Отп. Белое - Заенки192228242835АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Заенки - Отп. Шулятино141620182025АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Селявщина - Россоны000АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Россоны - Клястицы223334АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Клястицы - Леонишено101214131518АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Леонишено - Освея91113111416АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Освея - Кохановичи111315141619АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Кохановичи - В / Двинск141720182125АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Освея - Сеньково5686810АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Сеньково - Сарья445556АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Сарья - Отп. Бигосово445556АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Бигосово - В / Двинск313643394554АС-35/6,2АС-50/8АС-50/8Россоны - Горбачево334445АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Бигосово - Бигосово283239354049АС-35/6,2АС-35/6,2АС-50/8Волынцы - Леонишено222530283138АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Шулятино - Селявщина556668АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Шулятино - Шулятино101114131418АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Боровуха - Боровуха333847414859АС-35/6,2АС-50/8АС-50/8Отп. Белое - Белое567689АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Волынцы - Дерновичи91012111315АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Освея - Дубровы456568АС-35/6,2АС-35/6,2АС-35/6,2Отп. Промплощадка - Промплощадка5969857486106АС-70/11АС-95/16АС-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 участкаДопустимые длительные токи, А, при перспективном состоянии нагрузкиМаксимальные токи в послеаварийных режимах, А, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3Районная. - Отп. Промплощадка445510605176219267Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха330330380117149180Отп. Боровуха - Гамзелево21021026583107130Гамзелево - Отп. Белое1751752107293112Отп. Белое - Заенки1751751756687104Заенки - Отп. Шулятино175175175607994Селявщина - Росоны175175175455969Россоны - Клястицы175175175141824Клястицы - Леонишено175175175111315Леонишено - Освея175175175222531Освея - Кохановичи175175175323341Кохановичи - В / Двинск175175175363746Освея - Сеньково175175175202430Сеньково - Сарья175175175232733Сарья - Отп. Бигосово175175175303545Отп. Бигосово - В / Двинск175210210596986Россоны - Горбачево175175175345Отп. Бигосово - Бигосово175175210293441Волынцы - Леонишено175175175364251Отп. Шулятино - Селявщина175175175506577Отп. Шулятино - Шулятино175175175111417Отп. Боровуха - Боровуха175210210344151Отп. Белое - Белое175175175678Волынцы - Дерновичи17517517591012Освея - Дубровы175175175456Отп. Промплощадка - Промплощадка265330330607188

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 ПСКоличество трансформаторов, шт.Расчетная мощность трансформатора, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиМощность выбранных трансформаторов, МВ·А, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3ПС 110/10 кВ Сарья20,300,350,412,52,52,5ПС 110/10 кВ Освея20,510,580,692,52,52,5ПС 110/10 кВ Бигосово21,221,401,652,52,52,5ПС 110/10 кВ Клястицы20,370,430,502,52,52,5ПС 110/10 кВ Дерновичи10,540,620,732,52,52,5ПС 110/10 кВ Сеньково10,150,170,202,52,52,5ПС 110/10 кВ Дубровы10,230,270,312,52,52,5ПС 110/10 кВ Леонишено10,180,210,252,52,52,5ПС 110/10 кВ Кохановичи10,240,270,322,52,52,5ПС 110/10 кВ Горбачево10,150,170,202,52,52,5ПС 110/10 кВ Селявщина10,250,290,342,52,52,5ПС 110/10 кВ Шулятино10,540,620,732,52,52,5ПС 110/10 кВ Белое10,300,350,412,52,52,5ПС 110/10 кВ Заенки10,340,390,452,52,52,5ПС 110/10 кВ Боровуха11,912,202,582,52,56,3ПС 110/10 кВ Гамзелево10,640,740,872,52,52,5ПС 110/10 кВ Промплощадка22,42,73,22,56,36,3ПС 110/10 кВ В-Двинск22,12,42,82,52,56,3ПС 110/10 кВ Волынцы21,41,61,82,52,52,5ПС 110/10 кВ Россоны21,01,11,32,52,52,5ПС 110/10 кВ Районная21,31,51,82,52,52,5

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 JЭ = 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 Si - полная мощность в i - ом участке линии.

Таблица 6.2 - Мощности и токи в участках линий

Наименование участкаМощность на участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузкиРасчетный ток в участке линии, А, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3Районная-Отп. Промплощадка7,648,9110,9740,0946,7757,59Отп. Промплощ-Отп. Боровуха4,124,795,8821,6425,1430,86Отп. Боровуха - Гамзелево2,122,493,0311,1413,0515,91Гамзелево - Отп. Белое1,451,702,127,648,9111,14Отп. Белое - Заенки1,151,331,706,057,008,91Заенки - Отп. Шулятино0,850,971,214,455,096,36Селявщина - Россоны0,000,000,000,000,000,00Россоны - Клястицы0,120,120,180,640,640,95Клястицы - Леонишено0,610,730,853,183,824,45Леонишено - Освея0,550,670,792,863,504,14Освея - Кохановичи0,670,790,913,504,144,77Кохановичи - В / Двинск0,851,031,214,455,416,36Освея - Сеньково0,300,360,481,591,912,55Сеньково - Сарья0,240,240,301,271,271,59Сарья - Отп. Бигосово0,240,240,301,271,271,59Отп. Бигосово - В. Двинск1,882,182,619,8611,4513,68Россоны - Горбачево0,180,180,240,950,951,27Отп. Бигосово - Бигосово1,701,942,368,9110,1812,41Волынцы - Леонишено1,331,521,827,007,959,55Отп. Шулятино - Селявщина0,300,300,361,591,591,91Отп. Шулятино - Шулятино0,610,670,853,183,504,45Отп. Боровуха - Боровуха2,002,302,8510,5012,0914,95Отп. Белое - Белое0,300,360,421,591,912,23Волынцы - Дерновичи0,550,610,732,863,183,82Освея - Дубровы0,300,360,421,591,912,23Отп. Промплощадка - Промплощадка3,584,185,1518,7721,9527,05

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 участкаРасчетное значение сечения провода, мм2, при перспективном состоянии нагрузкиВыбранные марки проводов, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3Районная. - Отп. Промплощадка505872АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха273139АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Боровуха - Гамзелево141620АС-70/11АС-70/11АС-70/11Гамзелево - Отп. Белое101114АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Белое - Заенки8911АС-70/11АС-70/11АС-70/11Заенки - Отп. Шулятино668АС-70/11АС-70/11АС-70/11Селявщина - Россоны000АС-70/11АС-70/11АС-70/11Россоны - Клястицы111АС-70/11АС-70/11АС-70/11Клястицы - Леонишено456АС-70/11АС-70/11АС-70/11Леонишено - Освея445АС-70/11АС-70/11АС-70/11Освея - Кохановичи456АС-70/11АС-70/11АС-70/11Кохановичи - В. Двинск678АС-70/11АС-70/11АС-70/11Освея - Сеньково223АС-70/11АС-70/11АС-70/11Сеньково - Сарья222АС-70/11АС-70/11АС-70/11Сарья - Отп. Бигосово222АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Бигосово - В / Двинск121417АС-70/11АС-70/11АС-70/11Россоны - Горбачево112АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Бигосово - Бигосово111316АС-70/11АС-70/11АС-70/11Волынцы - Леонишено91012АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Шулятино - Селявщина222АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Шулятино - Шулятино446АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Боровуха - Боровуха131519АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Белое - Белое223АС-70/11АС-70/11АС-70/11Волынцы - Дерновичи445АС-70/11АС-70/11АС-70/11Освея - Дубровы223АС-70/11АС-70/11АС-70/11Отп. Промплощадка - Промплощадка232734АС-70/11АС-70/11АС-70/11Участок 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 участкаДопустимые длительные токи, А, при перспективном состоянии нагрузкиМаксимальные токи в послеаварийных режимах, А, при перспективном состоянии нагрузкиП-1П-2П-3П-1П-2П-3Районная. - Отп. Промплощадка265265265414756Отп. Промплощадка - Отп. Боровуха265265265303338Отп. Боровуха - Гамзелево265265265232527Гамзелево - Отп. Белое265265265222325Отп. Белое - Заенки265265265202122Заенки - Отп. Шулятино265265265181920Селявщина - Росоны265265265121314Россоны - Клястицы265265265666Клястицы - Леонишено265265265778Леонишено - Освея2652652659910Освея - Кохановичи265265265151721Кохановичи - В / Двинск265265265171922Освея - Сеньково265265265101214Сеньково - Сарья26526526591113Сарья - Отп. Бигосово26526526591011Отп. Бигосово - В. Двинск265265265161821Россоны - Горбачево265265265444Отп. Бигосово - Бигосово2652652658911Волынцы - Леонишено265265265212223Отп. Шулятино - Селявщина265265265131416Отп. Шулятино - Шулятино265265265444Отп. Боровуха - Боровуха26526526591113Отп. Белое - Белое265265265112Волынцы - Дерновичи265265265333Освея - Дубровы265265265112Отп. Промплощадка - Промплощадка265265265171923

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 Umin и Umax 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 SO 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]:

rо=0,777 Ом/км; хо=0,446 Ом/км.

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

rТ=8,6 Ом; xТ=49,8 Ом; ?PХ=0,0036 МВт; ?QХ=0,0224 Мвар; пределы регулирования ±6×1,5%; UВН=35кВ; UНН=11кВ.

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 ? 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 ЕН - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат, 0,12;

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

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

РНБ - 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 АЛ, ВЛ, СЛ, - 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 mТ, mВ, mК, - число трансформаторов, ячеек с включателями, компенсирующих устройств соответственно;

КВ, КТ, КК - стоимость ячеек с выключателем, трансформатора, компенсирующего устройства;

КП - постоянная часть затрат на подстанцию.

Стоимость одного трансформатора:

,(9.5)

где АТ, ВТ, СТ, - коэффициенты аппроксимации [4];

UНОМ - высшее напряжение трансформатора, кВ;

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

SТном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Стоимость одной ячейки с выключателем:

,(9.6)

где АВ, ВВ, - коэффициенты аппроксимации [4].

Стоимость компенсирующего устройства:

,(9.7)

где АК, - коэффициент аппроксимации [4];

QK - мощность компенсирующего устройства, Мвар.

Постоянная часть затрат приближенно:

,(9.8)

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

?WХ, ?WН - потери энергии холостого хода и нагрузочные;

?Х, ?Н - стоимость 1 кВт·ч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь, принимаем

.

,(9.10)

где ?РХ? - суммарные потери активной мощности холостого хода.

, (9.11)

где ?РН? - суммарные нагрузочные потери активной мощности;

? - 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 СтратегияП-1П-2П-3S-149,9844,0538,23S-279,6769,5759,64

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 СтратегияП-1П-2П-3S-130,0235,9541,77S-20,3310,4320,36

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 СтратегияП-1П-2П-3S-10,000,000,00S-229,6925,5221,41

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 ai 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 ri 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 ? от 0 до 1 будем менять с шагом 0,1. Для первой стратегии при ?=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

СтратегияКоэффициент оптимизма ?00,10,20,30,40,50,60,70,80,91S-141,840,639,438,237,135,934,733,532,431,230,0S-220,418,416,414,412,410,38,36,34,32,30,3Значение критерия Гурвица41,840,639,438,237,135,934,733,532,431,230,0Выбранная стратегия по критерию Гурвица11111111111

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.

КритерийПредпочтительная стратегияЛапласа: платежная матрица; матрица рисков. Гурвица при всех значениях ?: 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 подстанцииЗанимаемая площадь, м2Мощность трансформатора Т-1, МВ?АМощность трансформатора Т-2, МВ?АПС Мясокомбинат со сборными нинами 110кВ7905,11010ПС Лепель со сборными нинами 110кВ95681016ПС Чашники со сборными нинами 110кВ8139,61610110/35/10 кВ Россоны4617164110/35/10 кВ Верхнедвинск4555,21010110/35/10 кВ Волынцы39106,36,3110/35/10 кВ Сорочино3525,16,32,5110/35/10 кВ Ушачи29406,310110/35/10 кВ Дисна4650105,6110/10 кВ Новополоцкая31502525110/10 кВ Новолукомль27206,36,3110/10 кВ Фариново1904,4106,3110/10 кВ Боровка25386,32,5110/10 кВ Гравийная18006,36,3110/10 кВ Вацлавово1936,82,5-110/10 кВ Заслоново25926,3-110/10 кВ Вороничи1691,32,5-110/10 кВ Слобода21842,5-110/10 кВ Морозенки1774,82,5-110/10 кВ Гомель480,482,5-110/10 кВ Ветрино6516,3-35/10 кВ Поплавки1389,61,62,535/10 кВ Весницк8751,82,535/10 кВ Клястицы1095,41,62,535/10 кВ Бигосово15042,5435/10 кВ Освея1109,63,152,535/10 кВ Сарья7441,62,535/10 кВ Белое370,21,6-35/10 кВ Леонешино9721,6-35/10 кВ Заенки156,253,15-35/10 кВ Селявщина1389,62,5-35/10 кВ Горбачево370,82,5-35/10 кВ Дерновичи3782,5-35/10 кВ Боровуха3605,6-35/10 кВ Дубровы370,21,6-35/10 кВ Кохановичи18141,6-35/10 кВ Сеньково7922,5-35/10 кВ Шулятино156,32,5-35/10 кВ Гамзелево14043,15-

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 SПЛ - площадь подстанции, м2;

SНОМт - 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 SЗ1 - площадь одного километра охранной зоны воздушной линии по [15], га/км.

Площадь вырубки леса вдоль воздушной линии:

,(12.3)

где SП1 - площадь одного километра просеки вдоль воздушной линии по [15], га/км.

Отклонение коэффициента эстетичности:

,(12.4)

где Н? - Полная высота опоры, м;

LТ - 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 SТР - 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 (?W), 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 критерийЗначение весового коэффициента при варианте значимости локальных критериевК0,440,57?W0,40,28S0,160,15

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 ? 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)

SЛ? - суммарная площадь земельных участков, отводимых под линии;

SП? - 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: ?1=0,44, ?2=0,4 и ?3=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;

Zjm - 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: ?1=0,57, ?2=0,28 и ?3=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 (?1=0,44, ?2=0,4 и ?3=0,16) оптимальна стратегия S-2, соответствующая системе напряжений 110/10/0,38 кВ. При втором варианте значимости локальных критериев (?1=0,57, ?2=0,28 и ?3=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 (?1=0,44, ?2=0,4 и ?3=0,16) оптимальна вторая стратегия (система напряжений 110/10/0,38 кВ). При втором варианте значимости локальных критериев (?1=0,57, ?2=0,28 и ?3=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.

Введение электрический напряжение сеть В Белорусской энергосистеме функционирует исторически сложившаяся система напряжений 750/330/220/110/35/10/6/0,38 к

Больше работ по теме: