NÁVRH ROZVOJE SÍTĚ 22 KV V ZADANÉ ČÁSTI BRNA

VYSOKÉ UČENÍ TECHNICKÉ V BRNĚ BRNO UNIVERSITY OF TECHNOLOGY

FAKULTA ELEKTROTECHNIKY A KOMUNIKAČNÍCH TECHNOLOGIÍ ÚSTAV ELEKTROENERGETIKY FACULTY OF ELECTRICAL ENGINEERING AND COMMUNICATION DEPARTMENT OF ELECTRICAL POWER ENGINEERING

NÁVRH ROZVOJE SÍTĚ 22 KV V ZADANÉ ČÁSTI BRNA

DIPLOMOVÁ PRÁCE MASTER‘S THESIS

AUTOR PRÁCE AUTHOR

BRNO 2008

BC. VOJTĚCH LAKOMÝ

LICENČNÍ SMLOUVA POSKYTOVANÁ K VÝKONU PRÁVA UŽÍT ŠKOLNÍ DÍLO uzavřená mezi smluvními stranami: 1. Pan/paní Jméno a příjmení: Vojtěch Lakomý Bytem: Lužice 29, 78501, Šternberk Narozen/a (datum a místo): 28.12.1982, Šternberk (dále jen „autor“) a 2. Vysoké učení technické v Brně Fakulta elektrotechniky a komunikačních technologií, se sídlem Údolní 244/53, 602 00 Brno, jejímž jménem jedná na základě písemného pověření děkanem fakulty: doc. Ing. Petr Toman, Ph.D. (dále jen „nabyvatel“) Čl. 1 Specifikace školního díla 1. Předmětem této smlouvy je vysokoškolská kvalifikační práce (VŠKP): disertační práce diplomová práce bakalářská práce jiná práce, jejíž druh je specifikován jako................................................. (dále jen VŠKP nebo dílo) Název VŠKP:

Návrh rozvoje sítě 22 kV v zadané části Brna

Vedoucí/ školitel VŠKP:

doc. Ing. Vladimír Blažek, CSc.

Ústav:

Ústav elektroenergetiky

Datum obhajoby VŠKP:

10. června 2008

VŠKP odevzdal autor nabyvateli v*: tištěné formě elektronické formě *

hodící se zaškrtněte

– –

počet exemplářů 1 počet exemplářů 1

2. Autor prohlašuje, že vytvořil samostatnou vlastní tvůrčí činností dílo shora popsané a specifikované. Autor dále prohlašuje, že při zpracovávání díla se sám nedostal do rozporu s autorským zákonem a předpisy souvisejícími a že je dílo dílem původním. 3. Dílo je chráněno jako dílo dle autorského zákona v platném znění. 4. Autor potvrzuje, že listinná a elektronická verze díla je identická.

Článek 2 Udělení licenčního oprávnění 1. Autor touto smlouvou poskytuje nabyvateli oprávnění (licenci) k výkonu práva uvedené dílo nevýdělečně užít, archivovat a zpřístupnit ke studijním, výukovým a výzkumným účelům včetně pořizovaní výpisů, opisů a rozmnoženin. 2. Licence je poskytována celosvětově, pro celou dobu trvání autorských a majetkových práv k dílu. 3. Autor souhlasí se zveřejněním díla v databázi přístupné v mezinárodní síti ihned po uzavření této smlouvy 1 rok po uzavření této smlouvy 3 roky po uzavření této smlouvy 5 let po uzavření této smlouvy 10 let po uzavření této smlouvy 4. Nevýdělečné zveřejňování díla nabyvatelem v souladu s ustanovením § 47b zákona č. 111/ 1998 Sb., v platném znění, nevyžaduje licenci a nabyvatel je k němu povinen a oprávněn ze zákona.

Článek 3 Závěrečná ustanovení 1. Smlouva je sepsána ve třech vyhotoveních s platností originálu, přičemž po jednom vyhotovení obdrží autor a nabyvatel, další vyhotovení je vloženo do VŠKP. 2. Vztahy mezi smluvními stranami vzniklé a neupravené touto smlouvou se řídí autorským zákonem, občanským zákoníkem, vysokoškolským zákonem, zákonem o archivnictví, v platném znění a popř. dalšími právními předpisy. 3. Licenční smlouva byla uzavřena na základě svobodné a pravé vůle smluvních stran, s plným porozuměním jejímu textu i důsledkům, nikoliv v tísni a za nápadně nevýhodných podmínek. 4. Licenční smlouva nabývá platnosti a účinnosti dnem jejího podpisu oběma smluvními stranami.

V Brně dne 10.června 2008

……………………………………….. Nabyvatel

………………………………………… Autor

Bibliografická citace práce: LAKOMÝ, V. Návrh rozvoje sítě 22 kV v zadané části Brna. Brno: Vysoké učení technické v Brně, Fakulta elektrotechniky a komunikačních technologií, 2008. 76 stran. Vedoucí diplomové práce: doc. Ing. Vladimír Blažek, CSc.

Prohlašuji, že jsem svou diplomovou práci vypracoval samostatně a použil jsem pouze podklady (literaturu, projekty, SW atd.) uvedené v přiloženém seznamu. Zároveň bych na tomto místě chtěl poděkovat svým rodičům za podporu během celé doby mého studia.

……………………………

VYSOKÉ UČENÍ TECHNICKÉ V BRNĚ

Fakulta elektrotechniky a komunikačních technologií Ústav elektroenergetiky

Diplomová práce

Návrh rozvoje sítě 22 kV v zadané části Brna Bc. Vojtěch Lakomý

vedoucí: doc. Ing. Vladimír Blažek, CSc. Ústav elektroenergetiky, FEKT VUT v Brně, 2008

Brno

BRNO UNIVERSITY OF TECHNOLOGY

Faculty of Electrical Engineering and Communication Department of Electrical Power Engineering

Master’s Thesis

Design of the expansion of 22 kV distribution network in a specific part of the city of Brno by

Bc. Vojtěch Lakomý

Supervisor: doc. Ing. Vladimír Blažek, CSc. Brno University of Technology, 2008

Brno

Abstrakt

3

ABSTRAKT Cílem této práce je navrhnout opatření v distribuční soustavě (DS) města Brna pro zajištění dodávky elektrické energie jejím spotřebitelům v požadovaném množství, kvalitě a spolehlivosti. Tento projekt budeme řešit pomocí programu PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon. Nejprve provedeme analýzu ustáleného stavu DS. Zkontrolujeme, zda zatížení transformačních stanic 110/22 kV, kabelových a venkovních vedení jsou v přípustných mezích stanovených vnitřními směrnicemi firmy E.ON Distribuce, a.s. Poté do modelu městské distribuční sítě doplníme, případně v něm opravíme rezervované příkony velkoodběratelů. Z výpočtu ustáleného stavu této soustavy pravděpodobně zjistíme, že některé její prvky jsou přetíženy. Proto navrhneme změny (přepojení sítě, instalace nových transformačních stanic a vedení), které zajistí bezpečný a spolehlivý provoz DS.

KLÍČOVÁ SLOVA:

elektrizační soustava; distribuční soustava; kabelová a venkovní vedení; transformační stanice; spolehlivost soustavy; dodávka elektrické energie; spotřebitelé elektrické energie

Abstract

4

ABSTRACT The goal of this thesis is to design measures of the distribution network in Brno to ensure a supply of electricity to its consumers in required quantity, quality and reliability. This project will be solved in the program called PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon. At first we make an analysis of the steady state of the distribution network. We check load of transformer stations 110/22 kV, overhead and cable lines if they operate in allowed limits. Then we complete or correct reserved power drains of big consumers of electricity in the model of distribution system. From the calculation of the steady state of the distribution network we will probably find out that some parts of the system are overloaded. Therefore we suggest changes for it (like switching over circuits, installation of new transformer stations and circuits), which should ensure safety and reliability of operations in the distribution system.

KEY WORDS:

power system; distribution network; cable and overhead lines; transformer station; reliability of system; electricity supply; energy consumers

Obsah

5

OBSAH SEZNAM OBRÁZKŮ..................................................................................................................................8 SEZNAM TABULEK ..................................................................................................................................9 SEZNAM SYMBOLŮ A ZKRATEK.......................................................................................................10 1 ÚVOD……………………………………………………………………………………………………13 2 ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVA V ČESKÉ REPUBLICE ..................................................................14 2.1 DĚLENÍ ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY PODLE HLADINY NAPĚTÍ ........................................................14 2.1.1 PŘENOSOVÁ SOUSTAVA ..........................................................................................................14 2.1.2 DISTRIBUČNÍ SOUSTAVA .........................................................................................................14 2.2 DRUHY ELEKTRICKÝCH VEDENÍ .....................................................................................................14 2.2.1 VENKOVNÍ VEDENÍ .................................................................................................................15 2.2.2 KABELOVÁ VEDENÍ .................................................................................................................15 2.3 KONFIGURACE ELEKTRICKÝCH SÍTÍ VVN A VN ..............................................................................17 2.3.1 PAPRSKOVÁ SÍŤ .......................................................................................................................17 2.3.2 OKRUŽNÍ SÍŤ ...........................................................................................................................17 2.3.3 ZAUZLENÁ SÍŤ .........................................................................................................................18 2.4 DALŠÍ ČÁSTI ES................................................................................................................................18 2.4.1 TRANSFORMOVNY ..................................................................................................................18 2.4.2 SPÍNACÍ STANICE ....................................................................................................................19 2.4.3 MĚNÍRNY ................................................................................................................................19 2.4.4 KOMPENZAČNÍ STANICE .........................................................................................................19 2.4.5 KOLEKTORY ............................................................................................................................19 3 ZÁSADY PRO ROZVOJ A VÝSTAVBU SYSTÉMŮ VN VE MĚSTECH ......................................21 3.1 TYPY VEDENÍ POUŽÍVANÉ V MĚSTSKÝCH SÍTÍCH..........................................................................21 3.2 ZÁSADY VÝSTAVBY A PROVOZU MĚSTSKÝCH SÍTÍ VN ...................................................................22 3.3 MOŽNOSTI ZVÝŠENÍ SPOLEHLIVOSTI DODÁVKY ELEKTRICKÉ ENERGIE .....................................23 3.3.1 DÁLKOVĚ OVLÁDANÉ VYPÍNAČE A ODPÍNAČE .......................................................................23 3.3.2 SNÍMAČE PRŮCHODU ZKRATOVÉHO PROUDU .........................................................................24 3.3.3 PŘÍČNÉ SPOJKY NA VEDENÍ VN ...............................................................................................24 4 ZPŮSOBY VÝPOČTU SÍTÍ VN V USTÁLENÉM STAVU...............................................................25 4.1 OBECNÁ METODA ŘEŠENÍ UZLOVÝCH SÍTÍ .....................................................................................25 4.2 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU ES V PRAXI ..................................................................................28 4.2.1 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU SÍTĚ GAUSS-SEIDLOVOU METODOU .....................................30 4.2.2 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU SÍTĚ NEWTON-RAPHSONOVOU ITERAČNÍ METODOU ...........32 5 PROGRAM PAS DAISY OFF-LINE V.4.00 BIZON ..........................................................................37 5.1 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU SÍTĚ – LFOFF .............................................................................37 5.2 VÝPOČET ZKRATOVÝCH POMĚRŮ SÍTĚ – ZKOFF .........................................................................37 5.3 VÝPOČET ZABEZPEČENOSTI CHODU SÍTĚ – CNOFF .....................................................................38

Obsah

6

6 CHARAKTERISTIKA DISTRIBUČNÍ SOUSTAVY MĚSTA BRNA .............................................39 6.1 ZDROJE ELEKTRICKÉ ENERGIE.......................................................................................................39 6.2 NAPÁJECÍ SÍŤ 110 KV.......................................................................................................................39 6.3 TRANSFORMOVNY 110/22 KV..........................................................................................................39 6.4 SÍŤ 22 KV ..........................................................................................................................................45 6.5 SPOTŘEBITELÉ ELEKTRICKÉ ENERGIE ...........................................................................................45 6.6 PLÁNOVANÝ ROZVOJ DS MĚSTA BRNA ..........................................................................................46 7 VÝPOČET AKTUÁLNÍHO USTÁLENÉHO STAVU DS MĚSTA BRNA......................................48 7.1 ZATÍŽENÍ TRANSFORMAČNÍCH STANIC ..........................................................................................48 7.2 KONTROLA ZATÍŽENÍ KABELOVÉHO A VENKOVNÍHO VEDENÍ ......................................................51 8 URČENÍ TRENDU SPOTŘEBY ELEKTRICKÉ ENERGIE............................................................53 8.1 VYROVNÁNÍ POMOCÍ LINEÁRNÍ FUNKCE ........................................................................................53 8.2 VYROVNÁNÍ POMOCÍ EXPONENCIÁLNÍ FUNKCE ............................................................................55 8.3 URČENÍ SPRÁVNOSTI VYROVNÁVACÍ FUNKCE ...............................................................................56 8.4 STANOVENÍ PLOŠNÉHO VÝVOJE ZATÍŽENÍ ŘEŠENÉ OBLASTI V LETECH 2009 AŽ 2012 ...............58 9 PŘEDPOKLÁDANÝ VÝVOJ DS MĚSTA BRNA ..............................................................................60 9.1 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU DS K ROKU 2010 BEZ NOVÝCH ZDROJŮ ....................................62 9.1.1 ZATÍŽENÍ TRANSFORMAČNÍCH STANIC ...................................................................................62 9.1.2 KONTROLA ZATÍŽENÍ ELEKTRICKÝCH VEDENÍ .......................................................................64 9.1.3 NAVRŽENÁ OPATŘENÍ PRO ZAJIŠTĚNÍ BEZPEČNÉHO A SPOLEHLIVÉHO PROVOZU DS ............66 9.2 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU DS K ROKU 2010 S NAPÁJECÍM UZLEM PŘÍKOP .......................67 9.2.1 ZATÍŽENÍ TRANSFORMAČNÍCH STANIC A VEDENÍ ...................................................................67 9.3 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU DS K ROKU 2010 S NAPÁJECÍM UZLEM MORAVANY ................69 9.3.1 ZATÍŽENÍ TRANSFORMAČNÍCH STANIC A VEDENÍ ...................................................................69 9.4 INVESTIČNÍ NÁROČNOST NAVRŽENÝCH OPATŘENÍ V DS MĚSTA BRNA .......................................72 9.4.1 ROZPOČET TRANSFORMAČNÍ STANICE PŘÍKOP .......................................................................72 9.4.2 ROZPOČET TRANSFORMAČNÍ STANICE MORAVANY ...............................................................72 9.4.3 NÁKLADY NA VYBUDOVÁNÍ KABELOVÉHO VEDENÍ 110 KV PROPOJUJÍCÍHO TR PŘÍKOP A TEPLÁRNU ŠPITÁLKA.......................................................................................................................73 9.4.4 NÁKLADY NA DOKONČENÍ SÍTĚ VN BRNO – SEVER ................................................................73 9.4.5 NÁKLADY NA VYBUDOVÁNÍ NAPÁJEČŮ VELETRHŮ BRNO .....................................................73 10 ZÁVĚR…………...................................................................................................................................74 POUŽITÁ LITERATURA ........................................................................................................................76 PŘÍLOHA A

AKTUÁLNÍ STAV – 2008 – ROZDĚLENÍ NAPÁJENÍ SÍTÍ 22 KV DLE TR 110/22 KV

PŘÍLOHA B

AKTUÁLNÍ STAV – 2008 – POMĚRNÉ PROUDOVÉ ZATÍŽENÍ

PŘÍLOHA C

STAV K R. 2010 BEZ NOVÝCH NAPÁJECÍCH ZDROJŮ – ROZDĚLENÍ NAPÁJENÍ SÍTÍ 22 KV DLE TR 110/22 KV

PŘÍLOHA D

STAV K R. 2010 BEZ NOVÝCH NAPÁJECÍCH ZDROJŮ –POMĚRNÉ PROUDOVÉ ZATÍŽENÍ

Obsah

7

PŘÍLOHA E

STAV K R. 2010 S TR PŘÍKOP – ROZDĚLENÍ NAPÁJENÍ SÍTÍ 22 KV DLE TR 110/22 KV

PŘÍLOHA F

STAV K R. 2010 S TR PŘÍKOP – POMĚRNÉ PROUDOVÉ ZATÍŽENÍ

PŘÍLOHA G

STAV K R. 2010 S TR MORAVANY – ROZDĚLENÍ NAPÁJENÍ SÍTÍ 22 KV DLE TR 110/22 KV

PŘÍLOHA H

STAV K R. 2010 S TR MORAVANY – POMĚRNÉ PROUDOVÉ ZATÍŽENÍ

PŘÍLOHA CH DISPEČERSKÉ SCHÉMA DS MĚSTA BRNA

Seznam obrázků

8

SEZNAM OBRÁZKŮ Obr. 2-1 Zjednodušená struktura elektrizační soustavy ČR [1] ....................................................14 Obr. 2-2: Řez kabelu typu A2XS(F)2Y [5] .....................................................................................16 Obr. 2-3: Řez kabelu typu 1-NAYY-J [5] .......................................................................................16 Obr. 2-4: Paprsková síť vn [14].....................................................................................................17 Obr. 2-5: Okružní síť vn [14] ........................................................................................................17 Obr. 2-6: Příklad primárního kolektoru [17] ................................................................................20 Obr. 3-1: Typy vedení vn používané ve městech [2] ......................................................................21 Obr. 4-1: K modifikované metodě uzlových napětí [1] ..................................................................26 Obr. 4-2: Fázorový diagram ..........................................................................................................29 Obr. 6-1: Celkové zatížení distribučních transformačních stanic..................................................41 Obr. 6-2: Zatížení vybraných transformací na přípojnicích vn .....................................................42 Obr. 6-3: Zatížení vybraných transformací na přípojnicích vn .....................................................42 Obr. 6-4: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2008 odvozené z měřených dat....................44 Obr. 6-5: Struktura spotřebitelů elektrické energie v roce 2001 ...................................................46 Obr. 6-6: Plánovaný rozvoj DS 110 kV [11]..................................................................................47 Obr. 7-1: Vypočítané zatížení jednotlivých transformací k roku 2008 ..........................................49 Obr. 8-1: Plošný vývoj zatížení řešené oblasti při použití exponenciální vyrovnávací funkce ......59 Obr. 9-1: Plošný nárůst zatížení společně s nárůstem zatížení jmenovitých akcí ..........................62 Obr. 9-2: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 bez nových zdrojů...............................64 Obr. 9-3: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 s napájecím uzlem Příkop ..................68 Obr. 9-4: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 s napájecím uzlem Moravany.............71

Seznam tabulek

9

SEZNAM TABULEK Tab. 4-1: Znaménková konvence pro zadané činné a jalové výkony v i-tém uzlu ES [7] ..............28 Tab. 6-1: Jmenovité výkony transformačních stanic......................................................................39 Tab. 6-2: Celkové instalované výkony jednotlivých transformací .................................................40 Tab. 6-3: Naměřené hodnoty proudového maxima při soudobém zatížení....................................40 Tab. 6-4: Maximální soudobé zatížení jednotlivých transformací .................................................41 Tab. 6-5: Zatížení transformačních stanic k roku 2008 odvozené z měřených dat .......................43 Tab. 6-6: Struktura spotřebitelů elektrické energie v roce 2001 ...................................................45 Tab. 6-7: Plánovaný rozvoj DS 110 kV [11]..................................................................................47 Tab. 7-1: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2008...............................................48 Tab. 7-2: Seznam vedení se zatížením přesahujícím 70 % své nominální hodnoty........................51 Tab. 8-1: Tabulka hodnot pro výpočet parametrů a, b lineární funkce .........................................54 Tab. 8-2: Tabulka hodnot pro výpočet parametrů a, b exponenciální funkce ...............................56 Tab. 8-3: Vypočítané hodnoty potřebné pro posouzení správnosti volby dané funkce ..................57 Tab. 8-4: Činitelé určující správnost zvolené vyrovnávací funkce ................................................57 Tab. 8-5: Plošný vývoj zatížení.......................................................................................................58 Tab. 9-1: Nové odběry v letech 2008 – 2010 .................................................................................60 Tab. 9-2: Plošný nárůst zatížení společně s nárůstem zatížení jmenovitých akcí ..........................61 Tab. 9-3: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2010 bez nových zdrojů.................63 Tab. 9-4: Seznam vedení se zatížením přesahujícím 70 % své nominální hodnoty........................65 Tab. 9-5: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2010 s napájecím uzlem Příkop ....67 Tab. 9-6: Zatížení transformačních stanic k roku 2010 s napájecím uzlem v Moravanech...........69 Tab. 9-7: Náklady na dobudování transformace Příkop................................................................72 Tab. 9-8: Náklady na vybudování TR 110/22 kV v Moravanech ...................................................73

Seznam symbolů a zkratek

10

SEZNAM SYMBOLŮ A ZKRATEK a

- parametr rovnice

a.s.

- akciová společnost

AFXz

- jednoduchý izolovaný vodič vn

AlFe

- ocelohliníkový vodič (lano) používaný v sítích vvn a vn

A2XS(F)2Y - nový typ kabelu vn:

A - hliníkové jádro, 2X - zesítěná XLPE izolace, S - měděné drátěné stínění, (F) - podélná odolnost proti vodě, 2Y - PE vnější plášť

AXEKVCEY - starý typ kabelu vn:

A - hliníkové jádro, XE - zesítěný polyetylén, K - kabel, VC - stínění měděné kovové s ochranou proti podélnému šíření vody pod pláštěm, EY - kombinovaný plášť z PE + PVC

AYKY-J

- starý typ kabelu nn:

A - hliníkové jádro, Y - PVC izolace žil, K - kabel, Y - plášť PVC, J - zelenožlutá žíla

b

- parametr rovnice

BNC

- transformační stanice Černovice

BNJ

- spínací stanice Jílová

BNP

- spínací stanice Příkop

BNS

- spínací stanice Klusáčkova

BNT

- transformační stanice Brno-Teplárna

BOB

- transformační stanice Bohunice

ČEPS, a.s

- provozovatel české energetické přenosové soustavy

ČML

- transformační stanice Teplárna Červený mlýn

ČR

- Česká republika

ČSN

- česká technická norma

d

- průměrná absolutní odchylka, (MW)

DISTRI

- slaněný izolovaný vodič

DO

- dosavadní odběr, (MW)

DS

- distribuční soustava

ES

- elektrizační soustava

F

- funkce

HUV

- transformační stanice Husovice

i0

- procentní proud naprázdno, (%)

ii

- fázor proudu v i-tém uzlu soustavy, (A)


*

Ii

- komplexně sdružený fázor proudu, (A)

I ij

- fázor proudu mezi uzly i a j, (A)

Imax

- maximální dovolený proud pro daný typ vedení, (A)

J

- Jacobián

k

- pořadí iterace

k∆

- měrný činitel ztrát, (kW.kVAr-1)

l

- délka vedení, (m)

KiT

- celkové investiční náklady transformátoru, (Kč)

KV

- transformační stanice Komárov

LI

- transformační stanice Líšeň

MOR

- transformační stanice Moravany

MEY

- transformační stanice Medlánky

min.

- minimum

n

- počet měření

np

- měrné náklady na výkon, (Kč.kW-1.r-1)

nw

- měrné náklady na energii, (Kč.kWh-1)

n∆

- celkové měrné náklady na ztráty, (Kč.kW-1.r-1)

n∆0

- celkové měrné náklady na ztráty naprázdno, (Kč.kW-1.r-1)

nn

- nízké napětí

NAYY-J

- nový typ kabelu nn:

OO

- očekávaný odběr, (MW)

p

- celkové roční procento, (%.r-1)

Pi

- činný výkon v i-tém uzlu soustavy, (W)

PZ

- absolutní zatížení transformačních stanic, (MW)

PZ%

- relativní zatížení transformačních stanic, (%)

PS

- přenosová soustava

Qi

- jalový výkon v i-tém uzlu soustavy, (VAr)

RP

- rezervovaný příkon, (MW)

S

- průřez vedení, (mm2)

SAX

- typ izolovaného vodiče vn

Si

- zdánlivý výkon v i-tém uzlu soustavy, (VA)

11

N - dle standardů VDE, A - hliníkové jádro, Y - PVC izolace žíly, Y - PVC vnější plášť, J - zelenožlutá žíla


*

Si

- komplexně sdružený fázor zdánlivého výkonu, (VA)

Sh

- hospodárné zatížení transformátoru, (kVA)

Sn

- jmenovitý výkon, (MVA)

TR

- transformační stanice

T∆

- doba plných ztrát, (h.r-1)

uk

- procentní napětí nakrátko, (%)

UCTE

- Union for the Co-ordination of Transmission of Elektricity

Ui

- fázor napětí v uzlu i, (V)

*

Ui

- komplexně sdružený fázor napětí, (V)

Us

- sdružené napětí, (V)

V

- vedení

V

- variační součinitel, (%)

vn

- vysoké napětí

vvn

- velmi vysoké napětí

Y ij

- podélná admitance mezi uzly i a j, (S)

α

- fázový posun fázoru proudu vůči reálné ose, (˚)

∆P0

- ztráty činného výkonu naprázdno, (kW)

∆Pi

- diference činného výkonu v i-tém uzlu soustavy, (W)

∆Pk

- ztráty činného výkonu nakrátko, (kW)

∆Q0

- ztráty jalového výkonu naprázdno, (kVAr)

∆Qi

- diference jalového výkonu v i-tém uzlu soustavy, (VAr)

∆Qk

- ztráty jalového výkonu nakrátko, (kVAr)

∆U i

- diference fázoru napětí v i-tém uzlu soustavy, (V)

∆δ i

- diference fázového posunu napětí v i-tém uzlu soustavy, (˚)

δ

- fázový posun fázoru napětí vůči reálné ose, (˚)

ε

- zadaná přesnost výpočtu

σ

- průměrná směrodatná odchylka, (MW)

φ

- fázový posun mezi fázory napětí a proudu, (˚)

12

1 Úvod

13

1 ÚVOD Distribuční soustava (DS) představuje komplex elektrických zařízení (elektrických vedení, transformátorů, kompenzačních prostředků atd.), které tvoří nedílnou součást elektroenergetických systémů. V souvislosti s rostoucími požadavky na množství, kvalitu a spolehlivost dodávky elektrické energie je nutné průběžně provádět rekonstrukci stávajících elektrických zařízení. Současný rostoucí počet průmyslových, obchodních a zábavních center v Brně vyžaduje také výstavbu nových kapacit (transformačních a spínacích stanic, vedení) a to tak, aby byla vždy spotřebitelům zaručena dodávka elektrické energie v požadovaném množství a předepsané kvalitě! Pro ochranu spotřebitelů elektrické energie byla v roce 2005 vydána vyhláška č. 540 o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. Na základě této vyhlášky má konečný zákazník právo požadovat od provozovatele DS náhradu za nedodržení příslušných ukazatelů kvality a spolehlivosti dodávky elektřiny. Limity standardů obsažených ve výše uvedené vyhlášce stanovuje Energetický regulační úřad ČR. V budoucnu lze očekávat jejich zpřísnění a tím tlak na energetické společnosti, aby neustále zvyšovaly spolehlivost elektroenergetických systémů.

14

2 Elektrizační soustava v České republice

2 ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVA V ČESKÉ REPUBLICE Elektrizační soustava (ES) je vzájemně propojený soubor zařízení zahrnující elektrárny; zařízení pro přenos, transformaci a distribuci elektrické energie; systémy měřící, ochranné, řídící, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky a v neposlední řadě spotřebiče elektrické energie.

~

elektrárna (6-25) kV

transformace napětí na 400 kV nebo na 220 kV

vedení (400-220) kV

transformovny 400(220)/110 kV

22/6 kV 110/22 kV

~ 22/0,4 kV

~

Přenosová soustava

Distribuční soustava

Obr. 2-1 Zjednodušená struktura elektrizační soustavy ČR [1]

2.1 Dělení elektrizační soustavy podle hladiny napětí Podle hladiny napětí dělíme ES (viz. Obr. 2-1) na přenosovou (PS) a distribuční (DS) neboli rozvodnou soustavu.

2.1.1 Přenosová soustava PS se používá pro přenos velkých výkonů na velké vzdálenosti. V České republice do PS řadíme elektrické sítě s napětím 400 kV a 220 kV. PS propojuje všechny významné subjekty v ES v ČR, od roku 1995 je trvale připojena k západoevropské soustavě UCTE a vlastní ji společnost ČEPS, a.s.

2.1.2 Distribuční soustava DS tvoří soubor zařízení pro rozvod (distribuci) elektrické energie z nadřazené PS nebo ze zdrojů zapojených do ní ke koncovým uživatelům. V České republice se jedná o zařízení s napětím 110 kV a nižším.

2.2 Druhy elektrických vedení Elektrické vedení představuje soubor vodičů, izolačních materiálů a konstrukcí určených pro přenos elektrické energie mezi dvěma body elektrické sítě, mezi jejími uzly. Elektrická vedení se dělí na kabelová a venkovní.


15

2.2.1 Venkovní vedení Venkovní vedení tvoří holé vodiče, které jsou nad zemí (terénem) vedeny pomocí izolátorů a vhodných podpěrných stožárů. Používají se tam, kde je pro ně dostatek prostoru a kde není nadměrná hustota zatížení. Při výstavbě nových vedeních jsou preferovány, přestože jejich náklady na provoz a údržbu jsou vyšší než u kabelových vedení. Významnou roli při rozhodování o výstavbě nového vedení hrají investiční náklady. Ty jsou u venkovních vedení v porovnání s vedením kabelovým značně nižší. Dle hladiny napětí používaných ČR se venkovní vedení naší distribuční soustavy dělí na: Vedení 110 kV (vvn), které slouží k přenosu velkých výkonů z místa propojení s přenosovou soustavou do míst s velkou koncentrací odběrů. Délky těchto vedení mohou činit i několik desítek kilometrů. Tato vedení musí být vysoce spolehlivá. S tím souvisí jejich poměrně vysoké investiční a provozní náklady. Tato vedení bývají většinou dvojitá a provozují se jako okružní rozvod. Tvoří je holé ocelohliníkové lana AlFe. Vedení 22 kV (vn) se využívají pro přenos elektrické energie do center její spotřeby, jako jsou obce, města a velkoodběratelé. Tato vedení jsou kratší než vedení 110 kV. Rovněž se u nich vyžaduje vysoká spolehlivost dodávky, ovšem ne tak velká, jak je tomu u vedení 110 kV. Provozují se jako okružní i paprsková síť. Pro vedení vn se používají ocelohliníkové vodiče AlFe, jednoduché izolované vodiče AFXz nebo SAX a slaněné izolované vodiče SAXKA nebo DISTRI. U vedení 22 kV se ve firmě E.ON můžeme nejčastěji setkat s holými vodiči AlFe a v odůvodněných případech (okraj lesa, sady, atd.) s izolovanými vodiči SAX-W. Součastným záměrem firmy je rozšiřovat sítě tohoto typu pouze ve venkovských oblastech, v městských aglomeracích a v jejich okolí se přechází na kabelové sítě vn. Nejnižší hladina napětí používaná v naší rozvodné soustavě je 400 V. Stejně jako u všech předchozích hodnot napětí (400, 220, 110, 22, 35) kV se jedná o hodnotu sdruženou. Tedy o hodnotu, kterou bychom teoreticky naměřili voltmetrem mezi dvěmi různými fázemi souměrné trojfázové soustavy. Vedení 400 V má omezené možnosti přenosu výkonu na určitou vzdálenost, která je zejména limitována úbytkem napětí na vedení. Pro tato vedení se používají holé vodiče AlFe, izolované vodiče nebo závěsné kabely. Ve společnosti E.ON se při instalaci nových sítí nn používají pouze izolovaná vedení.

2.2.2 Kabelová vedení Kabelová vedení nachází uplatnění tam, kde nelze z prostorových, bezpečnostních, případně jiných důvodů (silná námrazová oblast, chemicky agresivní prostředí) použít vedení venkovní. Pořizovací náklady těchto vedení jsou oproti venkovním vedením podstatně vyšší. Kabelová vedení naší DS lze opět rozdělit na: Vedení 110 kV, která se díky vysokým investičním nákladům a jejich technické náročnosti používají ojediněle. Můžeme se s nimi setkat v oblastech, které je nutné zásobit velkými výkony, jedná se tedy především o velká města a průmyslové zóny. Umístění kabelového vedení 110 kV je realizováno převážně v kolektorech. Málokdy je možné využít instalaci kabelového vedení 110 kV ve volném terénu. Vedení 22 kV jsou v největší míře zastoupeny v kabelových rozvodech velkých měst. Nejčastěji se provozují jako okružní síť. Jsou na ně kladeny velké nároky, co se týče pronikání vlhkosti. V současné době se nejčastěji používají kabely s izolací ze zesíleného polyethylenu. Mezi nejčastěji žádané kabely patří typy AXEKVCEY, AXEKVCY, AVXEKVCE,


16

AVXEKVCEY, CXEKVCY a CXEKVCEY. Ve firmě E.ON jsme se doposud mohli setkat pouze s kabelovým vedením typu AXEKVCEY (A - hliníkové jádro, XE - zesítěný polyetylén, K - kabel, VC - stínění měděné kovové s ochranou proti podélnému šíření vody pod pláštěm, EY - kombinovaný plášť z PE + PVC). Od roku 2007 se v sítích vn instaluje nový typ kabelu A2XS(F)2Y (A - hliníkové jádro, 2X - zesítěná XLPE izolace, S - měděné drátěné stínění, (F) - podélná odolnost proti vodě, 2Y - PE vnější plášť). Tento typ kabelu se z požárních důvodů nesmí instalovat do kolektorů a kabelových prostor v budovách. Do kolektorů a kabelových prostor v budovách v případě zaústění delších jak 3 m se bude nadále instalovat kabelové vedení typu AXEKVCEY.

Obr. 2-2: Řez kabelu typu A2XS(F)2Y [5]

Vedení s jmenovitým napětím 400 V (nn) slouží k rozvodu elektrické energie od transformátorů 22/0,4 kV až do rozvodné skříně spotřebitele. Doposud se v distribuční soustavě firmy E.ON, a.s. používala kabelová vedení typu 1-AYKY-J (A - hliníkové jádro, Y - PVC izolace žil, K - kabel, Y - plášť PVC, J - zelenožlutá žíla). Nová kabelová vedení, která budou instalovaná v nn sítích již budou typu 1-NAYY-J (N - dle standardů VDE, A - hliníkové jádro, Y - PVC izolace žíly, Y - PVC vnější plášť, J - zelenožlutá žíla).

Obr. 2-3: Řez kabelu typu 1-NAYY-J [5]

V další části této diplomové práce se již budeme věnovat pouze rozvodu 110 kV a 22 kV.


17

2.3 Konfigurace elektrických sítí vvn a vn Dle způsobu jejich propojení je rozdělujeme na paprskové, okružní a zauzlené.

2.3.1 Paprsková síť U této konfigurace sítě (Obr. 2-4) elektrická vedení (venkovní nebo kabelová) vycházejí z napájecího místa (transformovny nebo spínací stanice) a zásobují elektrickou energií jednotlivé transformovny vn/nn nebo přímo odběry na vn. Při poruše a nebo zkratu na takovém vedení dochází k jeho výpadku a přerušení dodávky elektřiny konečnému zákazníkovi. Tento nedostatek je kompenzován nízkými investičními a provozními náklady. Často se používá v malých městech a v průmyslu. nn

vvn

vn

Obr. 2-4: Paprsková síť vn [14]

2.3.2 Okružní síť V některé literatuře se můžeme setkat s názvem smyčková síť. Tyto sítě se mohou provozovat jako rozepnuté (paprskové) nebo sepnuté. Jednotlivé paprsky nebo polosmyčky jsou vedeny tak, aby se daly sepnout.

vn

vvn

Obr. 2-5: Okružní síť vn [14]

Okružní sítě jsou dražší než paprskové, protože pro jejich vzájemné spojení je potřeba větších délek vedení. Jejich hlavní výhodou je přirozené rozdělení toků proudu a tím snížení ztrát na vedení a zlepšení úbytku napětí. Sítě vn se převážně budují jako okružní sítě nebo jako sítě napájené z obou stran. Provozují se ovšem jako sítě paprskové a to z důvodu snazšího dispečerského řízení soustavy.


18

2.3.3 Zauzlená síť Vlastně se jedná o sepnutou okružní síť. Tyto sítě se liší od klasických okružních sítí větším počtem smyček, tedy složitější konfigurací. Používají se převážně u sítí nn, z tohoto důvodu se jimi dále nebudeme zabývat. V této práci se budeme zabývat rekonstrukcí městské distribuční sítě v městě Brně, která byla vystavěna jako okružní případně mřížová síť. Obecně pro městské sítě v porovnání s ostatními sítěmi jsou charakteristické vysoké hodnoty měrného plošného zatížení (udává se v MW/km2). Velikost měrného zatížení patří mezi základní faktory ovlivňující řešení elektrických sítí. Zásady, které je nutno při návrhu distribučních sítí dodržet, jsou uvedeny v další kapitole.

2.4 Další části ES Mezi další části ES patří transformovny, spínací stanice, měnírny, kompenzační stanice a také kolektory.

2.4.1 Transformovny Jak už z názvu vyplývá, transformovny slouží k transformaci (změně) hladiny napětí. Součástí transformoven jsou transformátory hlavní a vlastní spotřeby, rozvodná zařízení a reaktory k omezení zkratových proudů, statické a rotační kompenzátory, tlumivky, přípojnice, vypínače, elektrické ochrany atd. Transformační stanice stejně jako všechny ostatní elektrické stanice tvoří uzly v ES. Z hlediska velikostí převodních napětí je lze dělit na: Napájecí transformovny, v nichž se transformuje napětí 110 kV na 22 kV. Tyto stanice jsou stavěny na optimálním místě výhodném pro další rozvod elektrické energie. Pokud daná lokalita disponuje dostatkem prostoru, budují se klasické venkovní transformační stanice a to z důvodu jejich značně nižších investičních nákladů. Pouze ve zvlášť odůvodněných případech je použita technologie plně zapouzdřené transformovny. S takovým řešením se můžeme setkat například v centrech velkých aglomerací, kde stísněné prostorové podmínky nedovolují venkovní provedení. Distribuční transformovny (DT), které slouží k převodu napětí z 22 kV na 0,4 kV, využívají se pro zásobování měst a obcí elektrickou energií. Konstruují se ve třech provedeních – – věžové, sloupové nebo jako kiosky. Dnes se dává přednost kioskovým DT, obvykle bývají vybaveny jedním transformátorem o výkonu 630 kVA. Ve městech jsou DT řešeny dle prostorových možností buď jako samostatně stojící kiosky nebo jsou vestavěné v budovách. Mohou disponovat maximálně dvěma transformátory o výkonu 2 x 630 kVA. V menších obcích, kde se neočekává růst zatížení, se mohou stavět sloupové DT s transformátorem do výkonu 400 kVA. Odběratelské transformovny se ve svém provedení nijak neliší od distribučních transformoven. Rozdíl mezi odběratelskými a distribučními transformovny spočívá v tom, že distribuční transformovny jsou ve vlastnictví distribučních společností, kdežto odběratelské stanice jsou majetkem samotných odběratelů elektrické energie.


19

2.4.2 Spínací stanice Úkolem spínacích stanic je rozvod elektrické energie se stejným napětím. Spínací stanice nám také umožňují provádět provozní manipulace v ES, čímž se výrazně zvyšuje její spolehlivost. V případě poruchy nám totiž umožňují eliminovat poruchu na co nejmenší počet odběratelů. Budují se buď samostatně, nebo jako součást jiné elektrické stanice (transformovny, elektrárny). Klasická spínací stanice se vyskytuje v novější době méně často, protože s ohledem na hospodárnost výstavby a provozu se do uzlů elektrizační soustavy obvykle soustřeďuje též napájení sítí nižšího napětí, což vede k použití transformoven.

2.4.3 Měnírny Měnírna neboli měničová stanice, je elektrická stanice, která slouží k přeměně střídavého elektrického proudu na proud jiného kmitočtu nebo na proud stejnosměrný a také zajišťuje jeho rozvod. Měničová stanice může rovněž měnit proud stejnosměrný na střídavý (tzv. střídač). S měnírny se můžeme setkat ve městech, kde jsou jejich prostřednictvím napájeny trakční vedení městských dopravních podniků. Hlavní elektrickou částí měničové stanice jsou skupiny zařízení, sloužící ke změně kmitočtu nebo k usměrnění střídavého proudu, tj. frekvenční měniče a usměrňovače. Ostatní skupiny zařízení, např. spínací přístroje, transformátory, atd. se volí podle účelu a velikosti měničové stanice a uspořádání je podobné jako v transformovně.

2.4.4 Kompenzační stanice Kompenzační stanice používáme pro paralelní nebo sériovou kompenzaci. Paralelní kompenzace nám umožňuje zmírnit nepříznivý vliv jalové induktivní složky proudu, kterou odebírá spotřebič, v prvcích ES. Pomocí sériové kompenzace zmenšujeme výslednou induktivní reaktanci vedení. Účelem toho je zmenšení úbytku napětí na vedení a přizpůsobení jeho parametrů odebíranému výkonu tak, aby vedení pracovalo v oblasti s nejvyšší účinností [1]. Společnost E.ON, a.s. kompenzační stanice nepoužívá, kompenzace na účiník 0,95 se provádí u zákazníka. V případě nedodržení uvedeného účiníku je zákazník distribuční společností penalizován.

2.4.5 Kolektory Kolektory jsou podzemní objekty, do nichž se pokládají sítě různých typů (kabelová vedení, telekomunikační sítě, ale také například parovody, vodovody či kanalizace). Na rozdíl od běžné pokládky kabelového vedení přímo do země jsou neustále přístupné, a tím nám umožňují jednoduché rekonstrukce a obměny sítí. Při klasickém ukládání jednotlivých inženýrských sítí přímo do země se při jejich opravě nebo výměně nevyhneme výkopům, které jsou finančně náročné a značně omezují dopravu ve městech. Rovněž při tomto způsobu uložení lze jen stěží odhalit poruchy menšího rozsahu na vodovodních nebo parovodních systémech. Kolektory všechny tyto problémy odstraňují. Kolektory se dělí na primární (hlubinné) a sekundární (podpovrchové). Primární kolektory (Obr. 2-6) se umísťují až do hloubky 30 metrů pod povrch v závislosti na geologické skladbě podloží. Pro hlavní trasy se používají kolektory s kruhovým profilem o průměru 5,1 metrů s rovným dnem o světlé výšce 4 metry. V primárních kolektorech mohou být uloženy všechny druhy inženýrských sítí kromě plynovodu a kanalizace.


20

Obr. 2-6: Příklad primárního kolektoru [17]

Sekundární kolektory se nacházejí asi 5 metrů pod povrchem. Jejich příčný profil je závislý na obsazení inženýrskými sítěmi. Do sekundárních kolektorů lze uložit všechny druhy inženýrských sítí kromě plynovodu. Těmito kolektory jsou vedeny energetická média až do jednotlivých domovních bloků. Pokud pro nedostatek místa nelze zajistit přívod inženýrských sítí v kolektoru až k jednotlivým domům, provede se zbylá část zasíťování energokanály.

3 Zásady pro rozvoj a výstavbu systémů vn ve městech

21

3 ZÁSADY PRO ROZVOJ A VÝSTAVBU SYSTÉMŮ VN VE MĚSTECH Při návrhu nového vedení nebo rekonstrukci stávajícího vedení je zapotřebí dodržet určité konvence, které jsou dány příslušnými normami a standardy.

3.1 Typy vedení používané v městských sítích Na Obr. 3-1 je znázorněno schéma elektrického vedení vn, které obsahuje jednotlivé typy vedení charakterické pro městský rozvod. I. Transformovna 110/22 kV

Napájecí vedení z TR I. do spínací stanice Výkonový vypínač vn

Záložní napájecí vedení spojující TR I. a II.

Vstupní rozvodny

Napájecí vedení pro velkoodběratele

Distribuční vedení zaústěné mezi 2 spínací stanice II. Transformovna 110/22 kV Okružní distribuční vedení vycházející ze spínací stanice 22 kV

Spínač podélného dělení přípojnic

Odpínač vn Distribuční transformovna 22/0,4 kV III. Transformovna 110/22 kV

Okružní distribuční vedení TR 110/22 kV

Obr. 3-1: Typy vedení vn používané ve městech [2]


22

Jak je vidět z Obr. 3-1 vedení vn používané pro řešení městských sítí lze dle funkce rozdělit na napájecí a distribuční. Dále lze tato vedení dělit dle způsobu konfigurace: a) napájecí vedení - z transformovny 110/22 kV do spínací stanice, - záložní z transformovny 110/22 kV do sousední transformovny 110/22 kV, - pro velkoodběratele; b) distribuční vedení - okružní vycházející z transformovny 110/22 kV, - okružní vycházející ze spínací stanice 22 kV, - zaústěné mezi dvě spínací stanice 22 kV.

3.2 Zásady výstavby a provozu městských sítí vn Distribuční systém 22 kV ve městě musí zajistit dodávku elektrické energie v potřebném stupni zabezpečenosti. Kromě spolehlivosti dodávky je také pro tento sytém důležitá dostatečná operativnost v jeho řízení. Je nutné, aby systém splňoval následující podmínky [2]: 1) Vstupní rozvodny vn jsou zálohovány na výpadek jednoho napájecího vedení vn. Pokud to lze, jsou zálohovány ze dvou rozvoden 110/22 kV. 2) Porucha jednoho prvku v napájecí síti může způsobit jen krátkodobé přerušení dodávky elektrické energie. Její obnovení je zajištěno manipulací pomocí dálkového ovládání. 3) Porucha dvou prvků v napájecí síti nebo jednoho prvku v distribuční síti může způsobit dlouhodobější výpadek. Obnovení dodávky může být zajištěno i ruční manipulací v síti. 4) Samostatné vývody nebo okruhy vn ze vstupní rozvodny jsou pro jednotlivé odběratele realizovány jen v těchto případech: - je-li požadavek na připojení jednoho odběratele 5 MW a více; - při podloženém předpokladu dalšího růstu odběrů; - v případě zajištění vyššího stupně spolehlivosti; - v případě připojování odběratelů s většími příspěvky rušivých vlivů na distribuční síť z hlediska elektromagnetické kompatibility. 5) Vybraní velkoodběratelé (např. nemocnice, městská hromadná doprava, atd.), kteří požadují automatický záskok a výstavba samostatného vedení vn ze vstupní rozvodny by nebyla rentabilní, jsou napájeni ze dvou navzájem nezávislých distribučních vedení u odběratelů blokovaných proti vzájemnému sepnutí. Tito odběratelé musí mít uzavřenou smlouvu na zajištění zvýšeného stupně zabezpečení dodávky. V případech, kdy tomu tak z různých důvodů není, negarantuje energetická společnost automatický záskok. 6) Ve městech se používá převážně kabelová síť vn, pouze v okrajových částech může být venkovní síť. 7) Distribuční vedení vn jsou dimenzována tak, aby je bylo možné napájet jen z jedné vstupní rozvodny.

23


8) Na distribučním vedení vn jsou vždy instalovány pouze tři výkonové vypínače vn (ve vstupních rozvodnách a uprostřed kabelu). Jejich ochrany jsou selektivně nastaveny tak, aby při poruše mohla být odpojena jen polovina distribučního vedení. 9) V optimálních případech je další výkonový vypínač umístěn uprostřed kabelu. Jejich ochrany jsou selektivně nastaveny tak, aby při poruše mohla být odpojena jen polovina distribučního vedení. 10) Veškeré výkonové vypínače vn, které slouží jako rozpadové body v rozvodných distribučních vedeních, jsou dálkově ovládané. 11) Na příčné spojce mezi rozvodnými distribučními vedeními je instalován jen jeden výkonový vypínač vn na druhém konci spojky je instalován odpínač. 12) Výkonové vypínače vn v příčných spojkách rozvodných distribučních vedení jsou bez ochran. 13) Odpínače umístěné v příčných spojkách rozvodných distribučních vedení jsou dálkově ovládané. 14) Na území firmy E.ON Distribuce, a.s. mají veškeré nově budované kabelové sítě vn ve městech mají jednotný průřez vodiče: 240 mm2 A2XS(F)2Y nebo obdobné konstrukce. Je to umožněno zejména díky malým rozdílům v cenách kabelů s ohledem na průřez. 15) Na distribuční vedení 240 mm2 A2XS(F)2Y je možné umístit maximálně dvacet distribučních transformačních stanic. 16) Distribuční transformační stanice jsou budovány s jedním případně dvěma transformátory vn/nn, přičemž výkon jednoho transformátoru je maximálně 630 kVA. 17) Maximální realizační zatížení celého distribučního vedení 240 mm2 A2XS(F)2Y je 14 MW, maximální realizační zatížení poloviny tohoto vedení (tj. po prostřední vypínač) je 7 MW.

3.3 Možnosti zvýšení spolehlivosti dodávky elektrické energie Spolehlivost dodávky elektrické energie můžeme zvětšit některými technickými opatřeními, například instalací snímačů průchodu zkratového proudu na vedení. Také ji lze zvýšit kvalitním řízením sítí, to představuje budování dálkově ovládaných odpínačů a signalizačních zařízení.

3.3.1 Dálkově ovládané vypínače a odpínače Instalace dálkově ovládaných odpínačů a vypínačů ve vybraných transformovnách může podstatně zkrátit dobu bezproudí při poruše na vedení vn.

distribučních

Před použitím dálkového ovládání je nutné technickoekonomické posouzení. Nasazení dálkového ovládání je vhodné především ve vybraných místech sítě, kde by odběratelé mohli po distribuční společnosti požadovat vysokou platbu za nedodanou elektrickou energii. V současné době jsou možné v podstatě tři způsoby přenosu signálu: prostřednictvím radiové sítě nebo pomocí sdělovací kabelové sítě. Poslední a zároveň nejvíce perspektivní varianta pro budoucnost je přenos signálu přes vysokofrekvenční vazební modemy na stínění vn kabelu [2].


24

3.3.2 Snímače průchodu zkratového proudu Signalizační zařízení podstatně snižují dobu vyhledávání poruchy, a tím umožňují rychlé odstranění bezproudí. V případě poruchy v distribuční soustavě vybavené signalizačním zařízením není nutné pro její vyhledání postupné vypínání sítí. Porucha může být signalizována v distribuční transformovně, na dispečinku nebo pomocí vysílače krátkého dosahu lze provést kontrolu například z jedoucího auta.

3.3.3 Příčné spojky na vedení vn Použití příčných spojek lze doporučit u dvou nebo více distribučních vedení vn v případě: a)

že se předpokládá jejich rozpojení v místě spojky a napájení z různých rozvoden 110/22 kV. Podmínkou je důsledné oddělení sekundární sítě nn tak, aby v uvedeném případě nemohla být napájena jedna oblast nn z různých rozvoden 110/22 kV.

b) že má spojka sloužit jako záloha při poruše jednoho distribučního vedení vn. Takto propojená distribuční vedení vn musí být napájena ze stejné rozvodny 110/22 kV. V případě napájení poškozeného vedení vn přes příčnou spojku je nutné provést kontrolu zatížení vedení vn, ze kterého je poškozené vedení vn napájeno. Příčná spojka je v normálním provozním stavu rozepnuta. Již při návrhu a budování nových distribučních vedení vn je nutné zvážit realizaci příčné spojky a vybavit vybrané distribuční transformovny spínacími prvky pro zapojení příčné spojky [2].

4 Způsoby výpočtu sítí vn v ustáleném stavu

25

4 ZPŮSOBY VÝPOČTU SÍTÍ VN V USTÁLENÉM STAVU Předpokládáme, že se řešená síť vn nachází v ustáleném stavu. Ustáleným stavem rozumíme, že v uvažované soustavě nedochází ke krátkodobým přechodným jevům, jejichž příčinou mohou být zkraty, údery blesku do vedení nebo do jejich blízkosti, připojování nebo odpojování vedení, zdrojů, kompenzačních prvků apod. Ve skutečnosti ustálený stav v elektrizační soustavě nenastane nikdy, příčinou je neustále se měnící zatížení spotřebičů a zdrojů připojených v soustavě. Tyto změny bývají obvykle malé, proto je při výpočtu zanedbáváme. Úkolem výčtu sítí vn je určit proudové a napěťové rozdělení, případně ztráty výkonu v jednotlivých prvcích soustavy. Znalost těchto veličin je nutná pro řízení provozu ES a vypočítané údaje jsou používány jako výchozí pro navrhování dalšího rozvoje ES. Sítě vn často řešíme s těmito zjednodušujícími předpoklady [1]: a) Neuvažuje se příčná admitance všech prvků soustavy (vedení, transformátorů, atd.). b) Parametry jednotlivých prvků soustavy jsou konstanty nezávislé na proudu a napětí. c) Napětí zdrojů a proudy odběrů jsou harmonickými funkcemi času s frekvencí 50 Hz. d) U trojfázových soustav předpokládáme symetrii prvků v parametrech a u odběrů a zdrojů v proudech a napětích. e) Odběry jsou zadány pomocí proudů nezávislých na napětí, které je na jejich svorkách.

4.1 Obecná metoda řešení uzlových sítí Z výše uvedených předpokladů lze k výpočtu použít všechny metody řešení lineárních obvodů (metodu smyčkových proudů, uzlových napětí, superpozici, Theveninovu větu a transfiguraci). Vhodnost použití těchto metod se posuzuje podle počtu neznámých, které je v daném obvodu třeba vyčíslit a podle zadání zdrojů a spotřebičů. Podrobnou analýzou náhradních schémat rozvodných soustav lze prokázat, že k jejich řešení je nejvhodnější zvolit metodu uzlových napětí. Krátce to můžeme zdůvodnit takto [1]: a) Kostra schématu sítě má téměř vždy více paralelních větví, než je počet nezávislých smyček. Uzlových napětí je proto méně než smyčkových proudů, tzn., že dostaneme méně neznámých. b) Zdroje jsou častěji zadávány jako ideální zdroje proudu a odběry pomocí na napětí nezávislých proudů nebo výkonů, což je pro metodu uzlových napětí vhodné. c) Případné křížení větví schématu nekomplikuje u této metody jeho popis. Vzhledem ke zmíněnému zadání odběrů a zdrojů a k zanedbání příčných admitancí všech prvků sítě nelze použít metodu uzlových napětí bez úprav. Je zapotřebí provést modifikaci této metody, nahradit neznámá uzlová napětí fázory úbytků napětí v uzlech. Odvození provedeme pro síť na Obr. 4-1. Proudy v podélných admitancích vyjádříme pomocí uzlových napětí. Pro proud v podélné admitanci Y ij platí

(

)

I ij = U i − U j Y ij .

(4.1)


26

Podle I. Kirchhoffova zákona proud v uzlu 1 je

(

)

(

)

(

)

i1 = U 1 − U 2 Y 12 − U 1 − U 3 Y 13 = U 1 Y 12 + Y 13 − U 2 Y 12 − U 3 Y 13 .

(4.2)

Tímto způsobem vyjádřeme i zbývající dva proudy i 2 a i 3  i1   Y 11     i2  =  −Y 21  − i3   −Y 31  kde

−Y 12 Y 22 −Y 32

−Y 13  U1     −Y 23  . U 2  ,  Y 33  U 3 

(4.3)

U 1 ,U 2 ,U 3

jsou neznámá uzlová napětí

i1 , i 2 , i 3

jsou zadané uzlové proudy, se znaménkem + jsou zadány dodávky a se znaménkem – odběry.

△U 2 Y 12

referenční uzel pro △U 1 i1

2

i2

I 12 △U 3

U1

Y 23

Y 13

U2

I 23

I 13

i3

3

U3 0 - referenční uzel pro U

Obr. 4-1: K modifikované metodě uzlových napětí [1] Předchozí soustavu rovnic můžeme zkráceně zapsat v maticovém zápise

i  =  Y   U  ,     

(4.4)

kde prvky admitanční uzlové matice  Y  jsou sestaveny podle algoritmu vyplývajícího z druhého Kirchhoffova zákona. Admitanční uzlová matice má tyto vlastnosti [1]: a) je souměrná podle hlavní diagonály, pro její prvky platí

Y ij = Y ji

pro

i≠ j.

(4.5)


27

b) Prvky hlavní diagonály Y ii jsou kladné a jsou to součty admitancí všech větví, které v náhradním schématu vycházejí z i-tého uzlu. m

Y ii = ∑ Y ik ,

(4.6)

k =1

kde m je počet větví, které jsou spojeny v i-tém uzlu. c) Mimo diagonální prvky Y ij jsou záporně uvažované admitance větví spojujících v náhradním schématu uzly i a j. d) Protože náhradní schéma neobsahuje ani jedno vodivé spojení, platí pro každý řádek nebo sloupec matice  Y  n

Y ii + ∑ Y ij = 0 pro i = 1, 2,..., n, j =1 j ≠i

(4.7)

tj. součet prvků v každém řádku nebo sloupci je nula. Matice  Y  je tedy singulární (její determinant je roven 0) a soustava rovnic (4.3) nemá řešení pro neznámá uzlová napětí. Tuto vlastnost lze odstranit, vyjádříme-li si uzlová napětí pomocí fázorů úbytků napětí měřených v jednomu z uzlů sítě (např. k uzlu 1) a napětí tohoto uzlu (referenčního uzlu fázorů úbytků napětí).

U i = U 1 + ∆U i

pro i = 1, 2,…,n;

∆U 1 = 0 .

(4.8)

Dosazením rovnice (4.8) do rovnice (4.2) dostaneme

i1 = (U1 + ∆U1 ) Y 11 − (U1 + ∆U 2 )Y 12 − (U1 + ∆U 3 )Y 13 =

(

)

= U1 Y 11 − Y 12 − Y 13 + ∆U1Y 11 − ∆U 2 Y 12 − ∆U 3 Y 13 = −∆U 2 Y 12 − ∆U 3 Y 13

(4.9)

=0

Po této substituci bude mít soustava rovnic (4.4) tvar

i  =  Y   ∆ U  .     

(4.10)

Protože úbytek napětí v referenčním uzlu pro fázory úbytků napětí je roven nule, sníží se počet neznámých  ∆ U  v soustavě rovnic (4.10) o jednu. Soustavu rovnic pro náhradní schéma (Obr. 4-1) se třemi uzly lze přepsat na tvar

 i2   Y 22  =  −i3   −Y 23

−Y 23   Y 33 

 ∆U 2     ∆U 3 

(4.11)

28


V případě sítě s n uzly, ve které byl jeden uzel zvolen za referenční uzel pro fázory úbytků napětí, řeší se neznámé fázory úbytků napětí ze soustavy n-1 rovnic

i  =  Y ′  ∆ U  .     

(4.12)

′ Matice admitancí  Y  má oproti matici  Y  nenulový determinant, protože součet prvků této matice alespoň v jednom řádku a sloupci není nulový. Ze soustavy rovnic (4.12) lze vypočítat úbytky napětí  ∆ U  =  Y ′  i       −1

(4.13)

a při znalosti napětí referenčního uzlu U1 lze určit fázory zbylých uzlových napětí pomocí rovnice (4.8). Proudové rozdělení v elektrické síti pak stanovíme podle rovnice (4.1) [1].

4.2 Výpočet ustáleného chodu ES v praxi Obecná metoda řešení uzlových sítí představuje z matematického hlediska lineární úlohu. Používá se často pro přibližné (orientační) výpočty, kde velké přesnost výpočtu není nutná. V praxi bývají odběry a dodávky v uzlech ES zadávány nikoli pomocí proudů, jak je tomu u obecné metody řešení uzlových sítí, ale pomocí činných a jalových výkonů. Takže pro i-tý uzel ES platí *

S i = Pi + jQi = U i I i ,

(4.14)

*

kde I i je komplexně sdružený proud k proudu I i . Pro znaménka u činného a jalového výkonu v rovnici (4.14) platí konvence, která je přehledně zobrazena v Tab. 4-1. Tab. 4-1: Znaménková konvence pro zadané činné a jalové výkony v i-tém uzlu ES [7]

Uzel

Zdroj

Odběr

Posun proudu induktivní ϕ > 0

P>0

P<0

Q>0

Q<0

ϕ <0

Q<0

Q>0

kapacitní

V Tab. 4-1 ϕ udává fázový posun napětí a proudu. Rovnici (4.14) lze také přepsat na tvar S i = U i ∠δ i I i ∠ − α i = U i I i ∠δ i − α i = U i I i ∠ϕi = Si ( cos ϕi + j sin ϕi ) .

(4.15)

V rovnici (4.15) úhel δ i vyjadřuje fázový posun napětí v i-tém uzlu vůči reálné ose, úhel α i určuje fázový posun proudu vůči reálné ose. Pro úplnost uvádíme fázorový diagram (Obr. 4-2) pro případ, že proud je zpožděn za napětím u zdroje činného výkonu.

29


Im

U

φ

I

δ

α

Re Obr. 4-2: Fázorový diagram Na Obr.4-2 je zobrazena situace pro induktivní posun proudu vůči napětí pro zdroj činného výkonu. Tzn., že ϕ > 0 a P > 0 , pak podle znaménkové konvence (Tab. 4-1) je Q > 0 . Z rovnice (4.14) vyjádříme proud *

Ii =

Si U

* i

=

Pi − jQi *

.

(4.16)

Ui

Pro obecnou elektrickou síť určíme pomocí metody uzlových napětí proud v jejím i-tém uzlu, při tom předpokládáme eliminaci bilančního uzlu (odhad napětí v uzlu 1) n

I i = ∑ Y ij U j , pro i = 2,3,… , n .

(4.17)

j =1

Položíme-li do rovnosti pravé strany rovnic (4.16) a (4.17), obdržíme důležitý vztah popisující poměry v ES

Pi − jQi *

Ui

n

= ∑ Y ij U j , pro i = 2, 3,… , n . j =1

(4.18)

Vzhledem k tomu, že jsou zadány výkony v uzlech sítě (dodávky a odběry), napětí bilančního uzlu a admitance Y ij vede výpočet neznámých uzlových napětí k řešení soustavy nelineárních (kvadratických) rovnic (4.18). Pro řešení těchto rovnic se v praxi používají iterační metody (Gauss-Seidlova a Newtonova iterační metoda). Poté, co vypočítáme napětí v jednotlivých uzlech ES, již není problém stanovit proudové rozdělení v soustavě, určit činné a jalové ztráty v jednotlivých prvcích soustavy. Pro úplnost je třeba uvést, že uzly ES při řešení ustáleného chodu klasifikujeme do tří základních skupin podle toho, které uzlové veličiny (absolutní hodnota napětí, úhel napětí, činný a jalový výkon) jsou v daném uzlu známy. V bilančním uzlu (U, δ) je zadáno napětí a jeho úhel. Tento uzel má za úkol hradit případnou nerovnováhu v bilanci uzlových výkonů a navíc musí hradit ztráty činného a jalového výkonu v síti. Za bilanční uzel by měl být tedy volen uzel, který má k dispozici zdroj výkonu.


30

Odběrové a zdrojové uzly (P, Q) jsou zadány činným a jalovým výkonem buď dodávaným do uzlu nebo odebíraným v uzlu. Odběry a dodávky rozlišujeme znaménky podle Tab. 4-1. Regulační neboli kompenzační uzly (U, P) jsou uzly se zadaným činným výkonem a absolutní hodnotou napětí. Neznámé uzlové veličiny v jednotlivých typech uzlů ES jsou pak předmětem výpočtu ustáleného chodu ES. Bez dalšího podrobného zdůvodňování je chod sítě určitý, soustava rovnic (4.18) je řešitelná, jsou-li fyzikální uzlové veličiny chodu ES zadány následovně [1]: -

k napětí,

-

jeden úhel fázoru napětí,

-

nejvýše n–1 činných výkonů,

-

nejvýše n–k jalových výkonů,

dále musí platit, že napětí nelze volit za nezávisle proměnou v tom uzlu, ve kterém je zadán činný a jalový výkon ani v uzlu sousedním. V praktických úlohách lze podmínkám určitosti sítě vyhovět rozdělíme-li uzly ES takto [1]: -

jeden bilanční uzel,

-

k odběrových a zdrojových uzlů,

-

n-k-1 regulačních uzlů.

4.2.1 Výpočet ustáleného chodu sítě Gauss-Seidlovou metodou Máme řešit soustavu nelineárních rovnic ve tvaru

f1 ( x1 , x2 ,..., xn ) = y1

f 2 ( x1 , x2 ,..., xn ) = y2 :

(4.19)

f n ( x1 , x2 ,..., xn ) = yn Vhodně zvolenou úpravou ji přepíšeme na tvar

x1 = y1 + φ1 ( x1 , x2 ,..., xn )

x2 = y2 + φ2 ( x1 , x2 ,..., xn ) :

xn = yn + φn ( x1 , x2 ,..., xn )

(4.20)


31

Pak iterační postup výpočtu kořenů můžeme zapsat následovně

x1(

k +1)

( + φ ( x(

= y1 + φ1 x1( ) , x2( ) ,..., xn( k

x2(

k +1)

= y2

2

: k +1)

k +1)

1

(

xn(

= yn + φn x1(

k)

k

k +1)

)

, x2( ) ,..., xn(

)

, x2(

k +1

k)

k

k +1)

(4.21)

,..., xn( −1 ) , xn(

k)

)

Horní index (k+1) v soustavě rovnic (4.21) označuje pořadí iterace. Při výpočtu první iterace (k = 0) vycházíme z nulté aproximace, tj. odhadu kořenů x1( ) , x2( ) ,..., xn( ) . 0

0

0

Výpočet končí až rozdíl x(i

k +1)

− xi(

k)

≤ ε pro i = 1, 2,…, n,

(4.22)

kde ε je zadaná přesnost výpočtu. Při řešení soustavy rovnic (4.21) předpokládáme, že jsou splněny podmínky konvergence. Nyní aplikujeme uvedený obecný postup Gauss-Seidlovy iterační metody na řešení soustavy nelineárních rovnic (4.18). Nejprve uvedenou soustavu rovnic rozepíšeme a tři části Pi − jQi *

Ui

i −1

= ∑ Y ij U j + Y ii U i + j =1

n

∑Y

ij

Uj.

j = i +1

(4.23)

Z této rovnice vyjádříme napětí U i , čímž dostaneme vhodný tvar rovnic pro iterační výpočet Ui =

n  1  Pi − jQi i −1 − − Y U Y ij U j  pro i = 2, 3,…, n. ij j  ∑ ∑ * Y ii  U i j =1 j =i +1 

(4.24)

Převedeme rovnici (4.24) do iteračního tvaru podle (4.21)

( k +1)

Ui

  n ( k +1) (k )  1  Pi − jQi i −1 = − ∑ Y ij U j − ∑ Y ij U j  pro i = 2, 3,…,n.  (k ) * Y ii  j =1 j = i +1   Ui  

( )

(4.25)

Výpočet můžeme ukončit, je-li pro všechny i splněna podmínka ( k +1)

Ui

(k )

−U i

≤ε .

(4.26)

Gauss-Seidlova metoda se vyznačuje jednoduchým algoritmem výpočtu a potřebuje oproti jiným iteračním metodám poměrně krátkou dobu výpočtu na jeden iterační krok. Nevýhodou je však její relativně malá konvergence. Dále je potřeba volit vysokou přesnost výpočtu (velmi malé ε), jinak se může stát, že nepřesně vypočítaná napětí způsobí značnou chybu v tocích výkonů a uzlových bilancích výkonů. Tyto nevýhody odstraňuje do jisté míry Newton-Raphsonova iterační metoda [7].

32


4.2.2 Výpočet ustáleného chodu sítě Newton-Raphsonovou iterační metodou Máme řešit soustavu nelineárních rovnic (4.19). Nejdříve provedeme odhad kořenů v nulté iteraci x1(0 ) , x2(0 ) ,..., xn(0 ) . Odhady kořenů se liší od jejich přesné hodnoty o ∆x1 , ∆x2 ,..., ∆xn . Přesná hodnota kořenů je tedy x1 = x1( ) + ∆x1 , x2 = x (2 ) + ∆x2 ,..., xn = xn( ) + ∆xn . Původní soustavu 0

0

0

rovnic (4.19) můžeme přepsat do tvaru

( ) f ( x( ) + ∆x , x ( ) + ∆x ,..., x ( ) + ∆x ) = y

f1 x1( ) + ∆x1 , x(2 ) + ∆x2 ,..., xn( ) + ∆xn = y1 0

0

0

2

:

0

1

1

(

0

0 n

2

2

n

2

(4.27)

)

f n x1( ) + ∆x1 , x (2 ) + ∆x2 ,..., xn( ) + ∆xn = yn 0

0

0

Každou rovnici této soustavy můžeme rozepsat na Taylorovu řadu funkce více proměnných v bodě xi(0 ) , jsou-li odhady kořene blízké přesné hodnotě můžeme zanedbat druhé a vyšší derivace, neboť konvergují k nule. Například první rovnici soustavy (4.27) můžeme přepsat na tvar

(

)

f1 x1(0 ) , x (20 ) ,..., xn(0 ) +

kde

∂f1 ∂x1

∂f1 ∂f ∂f ∆x1 + 1 ∆x2 + ... + 1 ∆xn = y1 , ∂x1 0 ∂x2 0 ∂xn 0

(4.28)

je hodnota parciální derivace v bodě x1( ) atd. 0

0

(

)

Označíme-li výraz f1 x1( ) , x(2 ) ,..., xn( ) = y1( 0

0

0

0)

pak rovnici (4.28) můžeme přepsat na tvar

∂f1 ∂f ∂f ∆x1 + 1 ∆x2 + ... + 1 ∆xn = y1 − y1(0 ) = ∆y1(0 ) , ∂x1 0 ∂x2 0 ∂xn 0

kde ∆y1(

0)

je rozdíl zadané hodnoty pravé strany y1 a hodnoty y1(

0)

(4.29)

určené dosazením odhadu

kořenů do rovnice (4.28). Analogickou úpravou zbývajících rovnic soustavy (4.27) obdržíme soustavu lineárních rovnic pro výpočet neznámých diferencí ∆x1 , ∆x2 ,..., ∆xn  ∂f1   ∂x1   ∂f 2  ∂x1   :   ∂f n  ∂x1

0

∂f1 ∂x2

0

∂f 2 ∂x2

0

∂f n ∂x2

0

∂f1 ... ∂xn

0

∂f 2 ∂xn

0

∂f n ∂xn

0

... 0

... 0

  ∆x   ∆y1( 0)     1         ∆x   ∆y ( 0)    2  2   ⋅ =        :  :           0   ∆xn   ∆yn( )   

(4.30)

33


Tuto rovnici lze zkráceně přepsat na tvar

[ J ] ⋅ [ ∆x ] = [ ∆y] ,

(4.31)

kde [ J ] je matice parciálních derivací často označovaná jako Jacobián. Ze soustavy rovnic (4.31) vypočítáme vektor hledaných diferencí [ ∆x ] a určíme nové opravené odhady kořenů

x (i1) = x (i 0 ) + ∆x i

pro i = 1, 2,…,n,

(4.32)

které použijeme pro výpočet další iterace. Obecně lze iterační proces postupného zpřesňování kořenů soustavy rovnic (4.19) zapsat následovně −1

 ∆x ( k )  =  J ( k )  ⋅  ∆y( k )        xi(

k +1)

= xi( ) + ∆xi( k

(4.33)

k)

kde horní index k určuje k-tou iteraci. Při tom předpokládáme, že existují spojité derivace

∂f i ∂x j

pro i, j = 1, 2,…, n. Pak je zajištěna jednoznačnost řešení a konvergence iteračního postupu. Aplikujeme nyní tuto metodu na rovnice popisující ustálený chod sítě. Rovnici (4.18) přepíšeme do tvaru n

Pi − jQi = U i ∑ Y ij U j *

pro i = 1, 2,…, n.

(4.34)

j =1

Pravou stranu rovnice rozepíšeme na reálnou a imaginární složku v polárním tvaru

U i = U i ∠δ i ;

*

U i = Ui∠ − δi ;

Y ij = Yij ∠α ij .

(4.35)

Dosazením polárního tvaru napětí a admitance do rovnice (4.34) dostáváme po úpravě s použitím vztahů pro cos(-x) = cos(x) a sin(-x) = -sin(x) n  Pi = ∑ U i U j Yij cos (δ i − δ j − α ij )  j =1   pro i = 1, 2,…, n. n Qi = ∑ U i U j Yij sin (δ i − δ j − α ij )   j =1

(4.36)

To je soustava 2(n-1) pro (n-1) neznámých napětí a jejich úhlů. Ve všech uzlech máme zadané dodávané či odebírané činné a jalové výkony kromě bilančního uzlu, kde je zadáno napětí U a jeho úhel δ. Pro výpočet diferencí ∆U i a ∆δ i po dosazení rovnic (4.36) do soustavy (4.33) dostáváme


 ∂P2 , ∆ P  2   ∂U 2       ∂P3 ,  ∆P3   ∂U 2    :    :    ∂P    n , ∆ P  n   ∂U 2   =  ∂Q    2,  ∆Q2   ∂U 2    ∂Q    3,  ∆Q3   ∂U 2    :    :  ∆Q   ∂Qn  n  ,  ∂U 2

∂P2 ∂P , ... , 2 ∂U 3 ∂U n

∂P2 , ∂δ 2

∂P3 ∂P , ... , 3 ∂U 3 ∂U n

∂P3 , ∂δ 2

:

:

:

∂Pn ∂P , ... , n ∂U 3 ∂U n

∂Pn , ∂δ 2

∂Q2 ∂Q , ... , 2 ∂U 3 ∂U n

∂Q2 , ∂δ 2

∂Q3 ∂Q , ... , 3 ∂U 3 ∂U n

∂Q3 , ∂δ 2

:

:

∂Qn ∂Q , ... , n ∂U 3 ∂U n

: ∂Qn , ∂δ 2

∂P2 ∂P  , ... , 2  ∂δ 3 ∂δ n  ∆U 2     ∂P3 ∂P3    , ... ,   ∆U  ∂δ 3 ∂δ n   3 : :  :     ∂Pn ∂P , ... , n    ∂δ 3 ∂δ n   ∆U n  ⋅  ∂Q2 ∂Q2     , ... , ∂δ 3 ∂δ n   ∆δ 2    ∂Q3 ∂Q3     , ... , ∂δ 3 ∂δ n   ∆δ 3     : :  :  ∂Qn ∂Qn   ∆δ n   , ... , ∂δ 3 ∂δ n 

34

(4.37)

Důležité je si uvědomit, že ∆U i v této rovnici neznamená úbytek napětí, ale diferenci odhadu uzlového napětí od přesné hodnoty kořenů rovnice (4.36). Soustavu rovnic (4.37) můžeme zkráceně zapsat pomocí matic rozdělením na pole ve tvaru   ∂P   ∂P    [ ∆P ]    ∂U   ∂δ   [ ∆U ] ⋅  =  ∆ Q    [ ∆δ ]  [ ] ∂ ∂ Q Q             ∂U   ∂δ  

(4.38)

Nyní vypočítáme prvky Jacobiánu v rovnici (4.37) derivováním rovnic (4.36) podle jednotlivých proměnných  ∂P  a) výpočet prvků matice   ∂U  - diagonální prvky n ∂Pi = 2U iYii cos α ii + ∑ U jYij cos (δ i − δ j − α ij ) ∂U i j =1

(4.39)

j ≠i

- mimodiagonální prvky pro i ≠j

∂Pi = U iYij cos (δ i − δ j − α ij ) ∂U j

(4.40)


35

 ∂P  b) výpočet prvků matice    ∂δ  - diagonální prvky n ∂Pi = − ∑ U i U j Yij sin (δ i − δ j − α ij ) ∂δ i j =1

(4.41)

j ≠i


∂Pi = U i U j Yij sin (δ i − δ j − α ij ) ∂δ j

(4.42)

 ∂Q  c) výpočet prvků matice   ∂U  - diagonální prvky n ∂Qi = −2U i Yii sin α ii + ∑ U jYij sin (δ i − δ j − α ij ) ∂U i j =1

(4.43)

j ≠i


∂Qi = U i Yij sin (δ i − δ j − α ij ) ∂U j

(4.44)

 ∂Q  d) výpočet prvků matice    ∂δ  - diagonální prvky n ∂Qi = ∑ U i U j Yij cos (δ i − δ j − α ij ) ∂δ i j =1

(4.45)

j ≠i


∂Qi = −U i U j Yij cos (δ i − δ j − α ij ) ∂δ j

(4.46)

36


Stručná rekapitulace postupu výpočtu ustáleného chodu sítě Newton-Raphsonovou iterační metodou: 1) V nultém iteračním kroku k = 0 odhadneme napětí v uzlech sítě a jejich úhly ( 0)

(obvykle U i = U 1 pro i = 2, 3,…,n). 2) Tyto napětí dosadíme do rovnic (4.36) a vypočteme diference výkonů

(

∆Pi ( ) = Pi( zadané ) − Pi U1 , U 2( ) ,..., U n( ) , δ1 , δ 2( ) ,..., δ n( 0

0

(

0

0

0)

∆Qi( ) = Qi( zadané ) − Qi U1 , U 2( ) ,..., U n( ) , δ1 , δ 2( ) ,..., δ n( 0

0

0

0

)

0)

(4.47)

)

3) Dosazením odhadnutých napětí v nultém iteračním kroku do rovnic (4.39) až (4.46) vypočítáme hodnoty prvků Jacobiánu. 4) Vyřešením soustavy lineárních rovnic (4.37) dostáváme diference ∆U i( ) a ∆δ i( ) v nulté 0

0

iteraci. 5) Vypočítáme opravené hodnoty napětí a jejich úhlů na konci prvního iteračního kroku 1 0 0 U i( ) = U i( ) + ∆U i( )   pro i = 2, 3,…,n. δ i(1) = δ i( 0) + ∆δ i( 0) 

(4.48)

6) Zpřesněnými hodnotami napětí a jejich úhlů nahradíme původní odhady a opět provedeme iterační výpočet podle bodů add 2) až add 6). Výpočet ukončíme až jsou splněny nerovnice Pi (

k)

Qi(

k)

≤ ε   ≤ε  

pro i = 2, 3,…,n,

(4.49)

kde ε je zvolená přesnost rozdílu zadaných výkonů a výkonů vypočítaných dosazením vypočtených napětí a jejich úhlů do rovnice (4.37). Newton-Raphsonova iterační metoda v porovnání s Gauss-Seidlovou metodou velmi rychle konverguje a potřebný počet iterací k dosažení požadované přesnosti řešení málo závisí na rozlehlosti sítě. Její nevýhodou je poměrně značný nárok na paměť počítače při výpočtů diferencí kořenů. Zároveň řešení soustavy rovnic (4.37) značně prodlužuje výpočtový čas potřebný na jednu iteraci [7].

5 Program PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon

37

5 PROGRAM PAS DAISY OFF-LINE V.4.00 BIZON Rekonstrukci městské distribuční sítě v Brně budeme provádět ve výše uvedeném programu firmy Daisy, s.r.o. Tento software pracuje pod operačním systémem Microsoft Windows, je víceuživatelský, po jeho spuštění se provádí přihlášení uživatele klasickým způsobem pomocí uživatelského jména a hesla. Program se může nacházet ve dvou režimech činnosti. Základní režim, který je iniciován po startu je režim „Výpočty“. V tomto režimu může uživatel provádět jednotlivé výpočty na již zadané studii. Nelze však provádět zásahy do obrázků a přidávat nebo rušit elektrické objekty. K modifikaci databáze a obrázků studie slouží druhý režim – „Editor“. Ten uživateli poskytuje sadu pomůcek pro úpravu studií. Pro úspěšné provedení jednotlivých výpočtů elektrických sítí je nutné převést řešenou síť na tzv. elektrický model v prostředí programu Pas Daisy off-line v.4.00 Bizon. Podrobný popis definice jednotlivých prvků elektrické soustavy je uveden v uživatelské příručce tohoto programu [10]. Tento program nám umožňuje řešit různé provozní stavy elektrických sítí (ustálený chod, zkraty a jiné). Nyní některé možné výpočty rozebereme.

5.1 Výpočet ustáleného chodu sítě – LFOFF Výpočet s označením LFOFF je určen pro výpočty ustáleného chodu elektrických sítí. Jeho základním cílem je poskytnout provozním pracovníkům přehled o současném stavu sítě, rovněž umožňuje ověřovat přípustnost plánovacích zásahů do provozu sítě. Výpočet probíhá modifikovanou Newton-Raphsonovou iterační metodou, čímž je zaručena rychlá a spolehlivá konvergence výpočtu. V použité metodě není nutné provádět sestavení a triangulaci Jakobiánu v každé iteraci, čímž se urychluje výpočet. Podle požadované přesnosti výpočtu a stavu sítě končí výpočet obvykle za 3 až 6 iterací. Výpočet probíhá samostatně pro každou samostatnou uzlovou soustavu v síti [10].

5.2 Výpočet zkratových poměrů sítě – ZKOFF Výpočet s označením ZKOFF je určen pro výpočty zkratových poměrů v elektrických sítích. Jeho základním cílem je poskytnout provozním pracovníkům přehled o současném stavu sítě. Výpočet probíhá metodou souměrných složek. Pro jednotlivé složkové soustavy se sestaví impedanční matice, které se triangularizují a připraví se transformační vektory pro zpětný chod. S pomocí těchto matic se pro každý požadovaný uzel sítě provede pouze zpětný chod a určí se složková napětí v soustavě a z nich zkratové poměry [10]. V programu je možno počítat všechny druhy zkratu (jednofázový, dvoufázový, třífázový, dvoufázový zemní) v kterémkoli uzlu soustavy.

5 Program PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon

38

5.3 Výpočet zabezpečenosti chodu sítě – CNOFF Výpočet s označením CNOFF je určen pro kontrolní výpočty zabezpečenosti chodu elektrické sítě vvn/vn. Jeho základním cílem je poskytnout provozním pracovníkům přehled o současném stavu zajištění bezpečnosti chodu sítě, rovněž umožňuje ověřovat přípustnost plánovacích zásahů do provozu sítě. Základní metodou výpočtu je cyklické využití výpočtu ustáleného chodu sítě pro všechny kontrolované poruchy. Vzhledem k časové náročnosti tohoto postupu je v daném případě volen zjednodušující postup. Výsledkem výpočtu jsou odpadlé činné výkony při výpadku linky [10]. Program je vhodný i pro některé výpočty elektrických sítí nn – například pro výpočet nastavení pojistek.

39

6 Charakteristika distribuční soustavy města Brna

6 CHARAKTERISTIKA DISTRIBUČNÍ SOUSTAVY MĚSTA BRNA 6.1 Zdroje elektrické energie Město Brno je zásobováno elektrickou energií ze dvou napájecích transformačních stanic, ze Sokolnic a Čebína. V Čebíně jsou v současnosti instalovány tři transformátory 400/110 kV o celkovém instalovaném výkonu 950 MVA, Sokolnice disponují čtyřmi transformátory PS/110 kV s celkovým instalovaným výkonem 1150 MW. Rozdělení výkonů na jednotlivé transformátory v obou výše zmíněných transformovnách je uvedeno v následující tabulce. Tab. 6-1: Jmenovité výkony transformačních stanic

Transformační stanice Počet a jmenovitý výkon transformátorů 400/110 kV Počet a jmenovitý výkon transformátorů 400/220 kV Počet a jmenovitý výkon transformátorů 220/110 kV Suma jmenovitých výkonů

Čebín 2x350 MVA 1x250 MVA

Sokolnice 1x350 MVA

-

1x400 MVA

-

2x200 MVA

950 MVA

1150 MVA

Mezi významné zdroje elektrické energie v Brně patří také teplárny. Teplárna Červený mlýn dodává do sítě E.ON cca 80 MW, vyvedení výkonu je realizováno kabelovým vedením 110 kV do transformovny v Medlánkách. Dalším zdrojem elektrické energie je Teplárna Brno – Špitálka, která dodává do sítě E.ON cca 40 MW. Ostatní zdroje zásobující některé průmyslové závody v Brně jsou měně významné, jejich podíl nepřesahuje výši 20 MW [11].

6.2 Napájecí síť 110 kV Napájecí síť 110 kV je tvořena dvojitým okružním vedením, propojuje napájecí transformační stanice (Čebín a Sokolnice) s distribučními transformačními stanicemi. Soustava 110 kV je provozována odděleně. Z transformovny Čebín jsou v základním provozním stavu napájeny transformovny Medlánky, Bohunice, Komárov, Líšeň a Husovice. Ze Sokolnic jsou potom napájeny průmyslové odběry cementárna a výtopna Maloměřice, Zetor, Královopolská, ČD Modřice a distribuční transformovna Teplárna a Černovice. Transformační stanice Líšeň, Husovice a Komárov jsou tvořeny systémem dvou přípojnic 110 kV, přičemž jedna je napájena z uzlu Sokolnice a druhá z uzlu Čebín [11].

6.3 Transformovny 110/22 kV Město Brno je napájeno z následujících transformačních stanic 110/22 kV: Bohunice (BOB), Husovice (HUV), Černovice (BNC), Komárov (KV), Líšeň (LI), Medlánky (MEY), Teplárna (BNT). Všechny tyto napájecí transformovny jsou dvoupřípojnicové podélně dělené. Výjimku tvoří transformace Teplárna, která je trojpřípojnicová podélně dělená. Některé transformace jsou vybaveny tzv. pomocnou přípojnicí, která je schopna převzít zatížení při poruše na hlavní přípojnici. Pomocnou přípojnici mají transformovny BNT, BOB a HUV, ostatní transformační stanice nejsou pomocnou přípojnicí vybaveny. Celkové instalované

40


výkony jednotlivých transformací jsou uvedeny v Tab. 6-2. V transformačních stanicích KV, BOB, MEY a HUV jsou instalovány vždy dva transformátory, každý s instalovaným výkonem 40 MVA, transformace Teplárna disponuje čtyřmi transformátory 40 MVA, v transformovně Líšeň jsou dva transformátory, jeden transformátor o výkonu 40 MVA a druhý o výkonu 25 MVA. Od roku 2007 je v provozu transformace Černovice, která je vybavena zatím pouze jedním transformátorem o výkonu 25 MVA. Tab. 6-2: Celkové instalované výkony jednotlivých transformací

Trafostanice Instalovaný výkon

KV MVA 80

LI MVA 65

BOB MVA 80

MEY MVA 80

HUV MVA 80

BNT MVA 160

BNC MVA 25

Celkem MVA 570

Všechny napájecí transformovny s výjimkou transformace Teplárna jsou rozmístěny v okrajových částech Brna. Hlavní výhodou tohoto uspořádání je snadné napájení sídlišť, která leží především na periferii města. Ovšem při této konfiguraci transformoven mohou nastat problémy se zásobováním elektrickou energií ve středu města. Z okrajových transformoven jsou ve vnitřní části města napájeny pomocí sítě 22 kV některé spínací stanice vn bez instalovaného zdroje (např. Příkop (BNP), Klusáčkova (BNS), Jílová (BNJ)). Zatížení těchto spínacích stanic přesahuje 20 MW, což z hlediska provozu sítě 22 kV představuje zvýšené nároky na krytí provozních nákladů a také snížení spolehlivosti dodávky elektrické energie. Tyto nedostatky lze odstranit úpravou sítí 110 kV a zejména posílením vnitřních částí města vybudováním transformací 110/22 kV. Z naměřených hodnot zimního proudového maxima na kmenových linkách (na výstupu z jednotlivých transformací) při soudobém zatížení (Tab. 6-3) lze při dané hladině napětí určit maximální odebíraný výkon. Tab. 6-3: Naměřené hodnoty proudového maxima při soudobém zatížení

rok 2004 2005 2006 2007 2008

KV I [A] 602 757 786 918 977

LI I [A] 407 396 425 368 392

BO I [A] 932 957 929 975 1065

MEY I [A] 893 833 910 977 1000

HUV I [A] 904 867 928 971 1005

BNT I [A] 1879 1880 2071 2064 2177

BNC I [A] 169 181

Celkem I [A] 5617 5690 6049 6442 6797

Hodnoty v Tab. 6-3 byly naměřeny firmou E.ON Distribuce, a.s. Pro určení maximálního odebíraného výkonu z jednotlivých transformací při soudobém zatížení volíme jednotné napětí na jejich výstupu a to 22,8 kV.

41


Tab. 6-4: Maximální soudobé zatížení jednotlivých transformací

rok 2004 2005 2006 2007 2008

KV LI BOB MEY HUV BNT BNC P[MW] P[MW] P[MW] P[MW] P[MW] P[MW] P[MW] 22,58 15,27 34,97 33,50 33,91 70,49 28,40 14,86 35,90 31,25 32,53 70,53 29,49 34,85 34,14 34,82 77,70 15,94 34,44 13,81 36,58 36,65 36,43 77,43 6,34 14,71 36,65 39,95 37,52 37,70 81,67 6,79

Celkem P[MW] 210,73 213,47 226,94 241,68 255,00

Příklad výpočtu pro Tab. 6-4 (pro transformovnu Komárov v roce 2004): P = 3 U s I cos ϕ = 3 ⋅ 22,8 ⋅103 V ⋅ 602 A ⋅ 0,95 = 22,58 MW

(6.1)

Z vypočítaných hodnot maxima odebíraného výkonu (Tab. 6-4) i z grafického zobrazení vývoje zatížení je vidět, že celkové zatížení transformačních stanic roste. Nejedná se ovšem o zcela lineární růst, protože spotřeba elektrické energie závisí především na charakteru zimy v daném roce. 300

P [MW] 250

200

150

100

50

0 2004

2005

2006

2007

Obr. 6-1: Celkové zatížení transformačních stanic

2008 rok

42


90 BNT

HUV

BOB

MEY

P [MW] 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2004

2005

2006

2007

2008 rok

Obr. 6-2: Zatížení vybraných transformací na přípojnicích vn

40 KV

LI

BNC

P [MW] 35 30 25 20 15 10 5 0 2004

2005

2006

2007

Obr. 6-3: Zatížení vybraných transformací na přípojnicích vn

2008 rok

43


Vývoj zatížení na jednotlivých transformovnách je různý. V Tab. 6-4 jsou tučně zvýrazněny maximální hodnoty zatížení dosažené na jednotlivých transformacích pro období 2004 až 2008. Maxima zatížení s výjimkou transformační stanice Líšeň byla naměřena v lednu tohoto roku. Aktuální zatížení závisí především na konfiguraci sítě v čase měření. Zatížení transformátorů instalovaných v transformačních stanicích je různé. Převážná většina transformačních stanic je vybavena dvěma transformátory. Jeden, který pracuje do kabelové sítě, je uzemněn přes odpor (bývá obvykle připojen na přípojnici 22 kV s označení ”A”). Druhý transformátor, který napájí venkovní vedení, je uzemněn přes zhášecí (Petersenovu) tlumivku (pracuje do přípojnice s označením ”B”). U Teplárny Brno jsou všechny transformátory na straně vn uzemněny přes odpor, napájí totiž pouze kabelovou síť. Rozdělení zatížení pro rok 2008 (zimní měření) mezi jednotlivé transformátory ve stanicích je uvedeno v Tab. 6-5. Pro provoz transformace Teplárna – Brno je důležité, že do jedné z tří přípojnic 22 kV (dle aktuální konfigurace) je zapojen synchronní generátor energie. Tab. 6-5: Zatížení transformačních stanic k roku 2008 odvozené z měřených dat

stanice & přípojnice BNC_A BNC_B BNC_A+B BNT_A BNT_B BNT_C BNT_A+B+C BOB_A BOB_B BOB_A+B HUV_A HUV_B HUV_A+B KV_A KV_B KV_A+B LI_A LI_B LI_A+B MEY_A MEY_B MEY_A+B

Σ

Sn MVA 25 0 25

PZ MW 6,79 0,00 6,79

PZ% % 29 0 -

40 40 40 120 40 40 80 40 40 80 40 40 80 40 25 65 40 40 80 530

26,63 29,62 4,39 60,64 33,22 6,73 39,95 27,40 10,30 37,70 25,43 11,22 36,65 8,28 6,43 14,71 29,60 7,92 37,52 233,96

70 78 12 87 18 72 27 67 30 22 27 78 21 -

(Sn – jmenovitý výkon transformátoru, PZ – absolutní zatížení transformátoru, PZ% – relativní zatížení transformátoru)

44


Příklad výpočtu pro Tab. 6-5 (pro transformátor pracující do přípojnice ”A” ve stanici Černovice): •

Maximální činný výkon: Pmax = Si ⋅ cos ϕ = 25 MVA ⋅ 0, 95 = 23, 75 MW

•

Relativní zatížení transformátoru: PZ % =

PZ ⋅100 % 6, 79 MW ⋅100 % = ≐ 29 % Pmax 23, 75 MW

V okamžiku měření dodával generátor energie v Teplárně Špitálka do přípojnice ”C” (BNT_C) na straně vn 21,03 MW.

MEY_B MEY_A LI_B LI_A KV_B KV_A HUV_B HUV_A BOB_B BOB_A BNT_C BNT_B BNT_A BNC_A 0

10

20

30

40

50

60

70

[%] 100 80 PZ%90

Obr. 6-4: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2008 odvozené z měřených dat

45


Tab. 6-5 i Obr. 6-4 potvrzují, že zatížení transformátorů instalovaných v transformačních stanicích je různé, obvykle transformátor pracující do kabelové sítě je podstatně více zatížen než druhý transformátor napájecí venkovní vedení. Problematikou hospodárného zatížení transformátorů a postupu při jejich možném přetížení se budeme věnovat v další kapitole. Současná měření spotřeby elektrické energie naznačují, že v budoucnu mohou být dosažena maxima zatížení nikoliv v zimě, jak je tomu doposud, ale v létě. K této situaci může dojít díky rostoucímu počtu instalací klimatizací do nejrůznějších objektů.

6.4 Síť 22 kV Vedení o hladině napětí 22 kV propojuje napájecí transformační stanice s distribučními stanicemi nebo přímo s odběrateli elektrické energie na hladině vn. Vedení v centru města jsou převážně kabelová, na periferie města se instalují ve většině případů venkovní vedení. Více o jednotlivých typech vedení, která tvoří síť vn v Brně, je již uvedeno v kapitole 2.2.

6.5 Spotřebitelé elektrické energie Odběratele elektrické energie dělíme do čtyř kategorií A, B, C a D. Skupinu A tvoří spotřebitele, kteří odebírají elektrickou energii na hladině vvn, patří mezi ně např. Zetor Tractors, a.s. a Královopolská, a.s. Do kategorie B řadíme odběratele ze zařízení na úrovni vn, jedná se především o průmyslové závody a obchodní řetězce. Skupinu C a D tvoří maloodběratelé (odebírají elektrickou energii na úrovni nn). Maloodběratele dále dělíme na bytový odběr (kategorie D) a nebytový odběr (kategorie C). V současné době nejsou k dispozici aktuální data o rozdělení spotřeby elektrické energie mezi jednotlivé kategorie jejích odběratelů. Ale pro přibližnou představu o struktuře spotřebitelů elektrické energie v Brně nám mohou sloužit hodnoty naměřené firmou Tenza, a.s. v roce 2001.

Tab. 6-6: Struktura spotřebitelů elektrické energie v roce 2001 Kategorie odběratele

A

B

C

D

Počet odběratelů

4

680

8465

179433

Roční spotřeba EE v MWh/rok

253300

594262

210689

315341


A

B

C

46

D

Obr. 6-5: Struktura spotřebitelů elektrické energie v roce 2001 Na Obr. 6-5 je vidět, že v roce 2001 v Brně největší množství energie odebírali velkoodběratelé kategorie B, naopak nejméně elektrické energie spotřebovali maloodběratelé skupiny C. Lze předpokládat, že poměrné zastoupení jednotlivých odběratelů elektrické energie bude v současné době podobné, možná můžeme očekávat větší podíl spotřebitelů kategorie B zejména díky obrovskému růstu výstavby supermarketů a obchodních center v posledních letech.

6.6 Plánovaný rozvoj DS města Brna Společnost E.ON Distribuce, a.s. má zpracovánou koncepci rozvoje napájecího systému pro zásobování města Brna elektrickou energií [11]. Výstavba nových plánovaných elektrických zařízení pro zajištění spolehlivého chodu DS města Brna je zobrazena na Obr. 6-6. Z uvedeného obrázku plyne, že společnost E.ON Distribuce, a.s. má v úmyslu výstavbou nových transformačních stanic 110/22 kV (Klusáčkova, Příkop a Opuštěná) výrazně posílit vnitřní vazbu DS na hladině 110 kV. Tímto opatřením se vytvoří tři nové smyčky na 110 kV, které výrazně zvýší spolehlivost DS a odlehčí stávající transformace (Medlánky, Komárov a Teplárna) a spínací stanice (Klusáčkova a Jílová). Nově vystavěné transformace bude navzájem mezi sebou a se stávajícími transformacemi propojovat jednoduché nebo zdvojené kabelové vedení. Výstavba další transformační stanice Moravany je naplánovaná pro posílení DS jižní části Brna. Jejím cílem by mělo být odlehčení stávajících transformací - Medlánek, Komárova a zejména Bohunic.

47


TR Čebín HUV MEY

ČML KPO

Klusáčkova

VMA LI

Příkop

BOB BNT

ZET

Opuštěná

BNC

KV

TR Sokolnice

Moravany (Vídeňská) Obr. 6-6: Plánovaný rozvoj DS 110 kV [11]

Šedou barvou jsou ve zjednodušeném distribučním schématu pro hladinu napětí 110 kV zobrazeny plánované výstavby nových transformačních stanic a vedení. Předpokládaný termín jejich realizace je uveden v Tab. 6-7.

Tab. 6-7: Plánovaný rozvoj DS 110 kV [11]

Výstavba nových kabelových vedení 110 kV Vedení

Předpokládaný termín realizace

TR Teplárna – TR Příkop

2009

TR Příkop – TR Opuštěná

2012

TR Opuštěná – TR Teplárna

2012

TR Opuštěná - TR Komárov

po 2015

TR Červený Mlýn - TR Příkop

po 2015

Výstavba nových transformačních stanic 110/22 kV Transformační stanice

Předpokládaný termín realizace

TR Příkop

2009

TR Moravany

2010

TR Opuštěná

2012

TR Klusáčkova

po 2015

7 Výpočet aktuálního ustáleného stavu DS města Brna

48

7 VÝPOČET AKTUÁLNÍHO USTÁLENÉHO STAVU DS MĚSTA BRNA Výpočet ustáleného chodu distribuční soustavy města Brna jsme provedli pro stav, v němž je v součastné době za normálních provozních podmínek provozována společností E.ON Distribuce, a.s. K výpočtu jsme použili programový systém PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon. Zaměřili jsme se při něm na to, zda nejsou přetíženy některé prvky DS - transformační stanice a elektrická vedení (Příloha A a B).

7.1 Zatížení transformačních stanic Absolutní a relativní zatížení jednotlivých transformátorů instalovaných v transformačních stanicích udává Tab. 7-1.

Tab. 7-1: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2008 stanice & přípojnice BNC_A BNC_B BNC_A+B

Sn MVA 25 0 25

PZ MW 10,07 0,00 10,07

PZ% % 42 0 -

BNT_A BNT_B BNT_C BNT_A+B+C

40 40 40 120

25,92 26,01 26,61 78,54

68 68 70 -

BOB_A BOB_B BOB_A+B

40 40 80

29,14 5,66 34,8

77 15 -

HUV_A HUV_B HUV_A+B

40 40 80

28,63 13,25 41,88

75 35 -

KV_A KV_B KV_A+B

40 40 80

27,06 11,57 38,63

71 30 -

LI_A LI_B LI_A+B

40 25 65

6,35 6,22 12,57

17 26 -

MEY_A MEY_B MEY_A+B

40 40 80

23,14 15,91 39,05

61 42 -

Σ

530

255,54

-

(Sn – jmenovitý výkon transformátoru, PZ – absolutní zatížení transformátoru, PZ% – relativní zatížení transformátoru)


49

Důležité je zmínit, že v transformační stanici Teplárna Brno jsou instalovány čtyři transformátory o jmenovitém výkonu 40 MVA. V normálním provozu jsou však v chodu pouze tři. Navíc do jedné z přípojnic 22 kV (dle aktuálního zapojení) pracuje generátor, který dodává do sítě vn (na základě měřených hodnot) v průměru 40 MW. Ten při simulování chodu DS města Brna nebudeme uvažovat, budeme modelovat maximální zatížení na transformačních jednotkách. Z toho vyplývá, že pro naši simulaci budou jedinými napájecími zdroji transformace Čebín, Sokolnice a Teplárna Červený mlýn.


10

20

30

40

50

60

70

[%] 100 80 PZ%90

Obr. 7-1: Vypočítané zatížení jednotlivých transformací k roku 2008

50


Pro vyhodnocení vypočítaných hodnot zatížení jednotlivých transformátorů určíme nejprve jejich hospodárné zatížení. Ve většině transformačních stanic jsou instalovány transformátory s následujícími štítkovými parametry: -

jmenovitý výkon transformátoru: S n = 40 MVA ;

-

ztráty činného výkonu naprázdno: ∆P0 = 40 kW ;

-

ztráty činného výkonu nakrátko: ∆Pk = 207 kW ;

-

procentní proud naprázdno: i0 = 1% ;

- procentní napětí nakrátko: uk = 11% . Pro výpočet hospodárného zatížení transformátoru je zapotřebí uvést některé další údaje, které nám poskytla firma E.ON Distribuce, a.s.: -

doba plných ztrát: T∆ = 2500 h ⋅ r −1 ;

-

měrný činitel ztrát: k∆ = 0,15 kW ⋅ kVAr −1 ;

-

celkové roční procento (úroky, odpisy, údržba): p = 16 % ⋅ r −1 ;

-

měrné náklady na výkon: n p = 7000 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1 ;

-

měrné náklady na energii: nw = 1, 5 Kč ⋅ kWh −1 ;

-

celkové investiční náklady: K iT = 15 ⋅106 Kč .

• Výpočet jalového výkonu naprázdno a nakrátko:

∆Q0 = S n ⋅

i0 1% = 40 ⋅103 kVA ⋅ = 400 kVAr 100 % 100 %

∆Qk = S n ⋅

uk 11% = 40 ⋅103 kVA ⋅ = 4400 kVAr 100 % 100 %

• Výpočet ročních nákladů odvozených z investičních nákladů: N iT = K iT ⋅

p 16 % ⋅ r −1 = 15 ⋅106 Kč ⋅ = 2, 4 ⋅106 Kč ⋅ r −1 100 % 100 %

• Výpočet celkových měrných nákladů na ztráty:

n∆ = n p + nw ⋅ T∆ = 7000 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1 + 1,5 Kč ⋅ kWh −1 ⋅ 2500 h ⋅ r −1 = 10750 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1 • Výpočet celkových měrných nákladů na ztráty naprázdno:

n∆0 = n p + nw ⋅ T = 7000 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1 + 1,5 Kč ⋅ kWh −1 ⋅ 8760 h ⋅ r −1 = 20140 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1 • Výpočet hospodárného zatížení: Sh = S n ⋅ = 40 ⋅10 kVA ⋅ 3

NiT + ( ∆P0 + ∆Q0 ⋅ k∆ ) ⋅ n∆0

( ∆Pk + ∆Qk ⋅ k∆ ) ⋅ n∆

=

2, 4 ⋅106 Kč ⋅ r −1 + ( 40 kW + 400 kVAr ⋅ 0,15 kW ⋅ kVAr −1 ) ⋅ 20140 Kč ⋅ kW −1 ⋅ r −1

( 207 kW + 4400 kVAr ⋅ 0,15 kW ⋅ kVAr ) ⋅10750 Kč ⋅ kW −1

= 27527 kVA

−1

⋅ r −1

=

51


Z výše uvedeného výpočtu plyne, že provoz transformátorů o jmenovitém výkonu 40 MVA je nejhospodárnější při zatížení 69 % z nominální výkonu. Vnitřní směrnice firmy E.ON Distribuce, a.s. [3] uvádí, že při zatížení nad 75 % je již třeba zvažovat instalaci nebo výměnu transformátoru, pro zatížení přesahující 80 % je výměna (instalace) transformační jednotky nutná! Pro distribuční transformátor o jmenovitém výkonu 25 MVA platí dle směrnice firmy E.ON Distribuce, a.s. stejné předpisy. Při modelování DS města Brna jsme se snažili, aby jednotlivé transformátory pracující do kabelových síti byly zatíženy co nejhospodárněji. Z výpočtu ustáleného chodu DS (na Obr. 7-1 i z Tab. 7-1) je vidět, že v součastné době lze očekávat největší zatížení transformátoru pracujícího do přípojnice s označením “A“ v Bohunicích. Tento transformátor v naší simulaci napájí i Veletrhy Brno, které v době Mezinárodního strojírenského veletrhu mohou odebírat až 11 MW. Ale za normálního provozu neodebírají ani polovinu rezervovaného příkonu. Protože počítáme s teoreticky nejhorším stavem, který může nastat, je třeba toto zatížení brát v úvahu. Jako další problém se jeví zatížení Teplárny Brno. V simulaci jsme se snažili přenést její zatížení na transformace ležící na periferii Brna (Husovice, Komárov a Medlánky). V součastné době jsou schopny napájecí uzly pokrýt zatížení centra Brna, ale výhledově je zřetelné, že bude potřeba postavit v centrální části další transformace 110/22 kV. Jedno z možných řešení, jak odstranit problémy v DS města Brna, je uvedeno na Obr. 6-6.

7.2 Kontrola zatížení kabelového a venkovního vedení Vnitřní směrnice firmy E.ON Distribuce, a.s. uvádí, že při zatížení elektrických vedení do 70 % jmenovitého proudu a možném výpadku sousedního vedení jsou schopna zbylá vedení bez poruchy převzít zatížení porušeného vedení. Tato hranice je nastavena i pro výpočet ustáleného chodu DS v programu Bizon. Vedení, jejichž proudová zatížení přesahují 70 % jejich nominální hodnoty, jsou označena jako přetížená z hlediska bezpečného a spolehlivého provozu DS. Z výpočtu aktuálního ustáleného chodu DS (Příloha B) vyplývá, že v současné době při uvažované konfiguraci sítě proudové zatížení vedení přesahuje 70 % své nominální hodnoty u vedení uvedených v Tab. 7-2. Jedná se o kabelová vedení napájející Veletrhy Brno. Tab. 7-2: Seznam vedení se zatížením přesahujícím 70 % své nominální hodnoty Označení vedení

Typ vedení

S mm2

l m

I %

Imax A

SLOUCENI135 KABEL16348 KABEL16347 1_VN1299_1

AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY

240 240 240 240

2411,0 125,1 125,7 1784,0

74 74 74 74

417 417 417 417

(S – průřez vedení, l – délka vedení, I – proudové zatížení vedení v procentech, Imax – maximální dovolený proud pro daný typ vedení) Změnou konfigurace sítě jsme se snažili odstranit tento problém. Například jsme zkoušeli napájet Veletrhy Brno z Teplárny. Výsledkem bylo, že se nad výše uvedenou hranici proudového zatížení dostala jiná vedení propojující Veletrhy s Teplárnou.


52

U řady jiných vedení lze v budoucnosti předpokládat přetížení z hlediska bezpečného a spolehlivého provozu DS. Obecně v DS města Brna začínají být přetěžována vedení, která napájí z Teplárny Brno spínací stanice Příkop, Klusáčkovu a Jílovou. Zcela nepochybně existuje v DS více míst, kde hrozí, že v budoucnu dojde k přetížení vedení. Dispečeři elektrických sítí mohou případná přetížení vedení odstranit optimální konfigurací sítě. Pokud to nelze, nezbývá nic jiného, než postavit paralelní vedení. Přetěžovaná kabelová vedení není možné nahradit vedeními s větším průřezem, protože již téměř všude jsou instalována vedení s průřezem 240 mm2 (kabelová vedení s větším průřezem se u sítí vn nepoužívají).

8 Určení trendu spotřeby elektrické energie

53

8 URČENÍ TRENDU SPOTŘEBY ELEKTRICKÉ ENERGIE V elektrárenské praxi se sleduje vývoj zatížení každým rokem.Tyto statistické údaje jsou důležité pro posouzení možného vzrůstu zatížení v blízké budoucnosti. V některých časových obdobích bývá růst zatížení menší (v době stagnace hospodářství), jindy opět větší (v obdobích intenzivní výstavby a růstu průmyslu) [14]. Metody stanovující vývoj spotřeby elektrické energie nám umožňují určit s dostatečnou přesností vývoj zatížení na dobu asi 5 až 10 let dopředu. Vždy je třeba vycházet ze zkušeností, ze studia rozvoje energetiky, společnosti, urbanistických záměrů, vývoje elektrických spotřebičů apod. Vývoj spotřeby elektrické energie může například ovlivnit její cena, nové způsoby vytápění, větrání a chlazení objektů atd. Ke stanovení vývoje spotřeby elektrické energie se v praxi nejčastěji používá metoda extrapolační a metoda rozpočtová. Metoda extrapolační vychází z vyrovnání dosavadního vývoje a extrapoluje vývoj do budoucnosti, a to za předpokladu, že vlivy působící na vývoj v budoucnosti se nebudou podstatně lišit od vlivů v minulosti. Z matematických funkcí, které vyrovnávají statistické údaje sledovaného jevu, se volí ty, které nejlépe vystihují skutečný trend růstu. V současnosti se nejčastěji používají následující funkce:

a) Lineární funkce y = ax + b ,

(8.1)

y = ab x .

(8.2)

b) Exponenciální funkce

Pro výpočet koeficientů a a b se používá metody nejmenších čtverců nebo již upravených vztahů. Rozpočtová metoda určuje spotřebu elektrické energie součtem potřeb v jednotlivých odvětvích hospodářství, přičemž tyto potřeby se stanoví podle předpokládané výroby. Tato metoda je krátkodobá, vhodná v případech, kdy dynamika výroby je známa s dostatečnou přesností. V našem případě trend růstu zatížení určíme pomocí metody extrapolační. Metodu rozpočtovou nemůžeme použít, neboť nemáme k dispozici potřebné údaje.

8.1 Vyrovnání pomocí lineární funkce K bodům získaným měřením a výpočtem budeme hledat pomocí metody nejmenších čtverců lineární funkci, která nejlépe charakterizuje jejich rozložení v souřadném systému x, y. Aby přímka byla co nejlépe proložena danými body, musí platit následující rovnice n

F = ∑ ( y − yi ) = min . i =1

2

(8.3)

54

8 Určení trendu spotřeby elektrické energie Rovnice přímky je y = axi + b , po dosazení do rovnice (8.3) dostaneme n

F = ∑ ( axi + b − yi ) = min . 2

(8.4)

i =1

Podmínka minima pro proměnné a a b je ∂F ∂F = 0; = 0. ∂a ∂b

(8.5)

Provedeme první derivace rovnice (8.4) podle proměnných a a b n ∂F = ∑ 2 ( axi + b − yi ) xi = 0, ∂a i =1 n ∂F = ∑ 2 ( axi + b − yi ) = 0. ∂b i =1

(8.6)

Úpravou rovnic (8.6) dostaneme tzv. normální rovnice přímky (8.7) n

n

n

i =1

i =1

∑ xi yi = a∑ xi2 + b∑ xi , i =1 n

∑y i =1

i

(8.7)

n

= a ∑ xi + n b. i =1

Z těchto rovnic již není problém určit neznámé a a b, n v rovnici (8.7) značí počet měření. Rovnice (8.7) použijeme k odvození rovnice charakterizující vývoj zatížení v řešené oblasti Brna. Tab. 8-1: Tabulka hodnot pro výpočet parametrů a, b lineární funkce

rok 2004 2005 2006 2007 2008

∑

xi -2 -1 0 1 2 0

yi 210,73 213,47 226,94 241,68 255,00 1147,81

xi yi -421,46 -213,47 0,00 241,68 510,00 116,75

xi 2 4 1 0 1 4 10,00

Veličina v Tab. 8-1 označená jako yi udává vývoj zatížení v řešené oblasti. Po dosazení hodnot z Tab. 8-1 do rovnic (8.7) obdržíme parametry a a b 116, 75 = 10 a + 0 b ⇒ a = 11,675 , 1147,81= 0 a + 5 b ⇒ b = 229, 562.

(8.8)

55


Výsledná lineární funkce, která nejlépe charakterizuje rozložení zadaných bodů, má tvar y = 11, 675 x + 229, 562 .

(8.9)

Určení trendu zatížení:

Pro lineární závislost nelze trend zatížení vyjádřit v procentech, musíme ho určit jako meziroční nárůst zatížení v MW. Pro rok 2004 ( x = −2 ) je zatížení podle rovnice (8.9) P2004 = 11, 675 ⋅ ( −2 ) + 229,562 = 206,212 MW . Pro následující rok ( x = −1 ) je zatížení podle rovnice (8.9)

P2005 = 11, 675 ⋅ ( −1) + 229, 562 = 217,887 MW . Nyní již lze určit trend nárůstu zatížení jako rozdíl zatížení v roce 2004 a 2005

Ptrend = P2005 − P2004 = ( 217,887 − 206, 212 ) MW = 11,675 MW .

(8.10)

Z rovnice (8.10) plyne, že meziroční nárůst zatížení stanovený z lineární vyrovnávací funkce (8.9) je 11,675 MW.

8.2 Vyrovnání pomocí exponenciální funkce Nejvhodnější parametry exponenciální funkce k daným bodům hledáme obdobným způsobem jako v předešlém případě. Vyjdeme z rovnice exponenciály y = ab xi . Pro zjednodušení výpočtu bude účelnější si převést uvedenou rovnici na její logaritmický tvar log y = log a + xi log b .

(8.11)

Dále hledáme minimum funkce n

F = ∑ ( log a + xi log b − log yi ) = min . 2

(8.12)

i =1

Z podmínky

∂F = 0 vyplývá ∂a n

∂ ∑ ( log a + xi log b − log yi ) i =1

∂a

2

= 0.

(8.13)

Po úpravě obdržíme n

n

i =1

i =1

n log a + log b∑ xi = ∑ log yi .

(8.14)

56


Z druhé podmínky

∂F = 0 dostaneme obdobně po úpravách ∂b n

n

n

i =1

i =1

i =1

log a ∑ xi + log b∑ xi2 = ∑ xi log yi .

(8.15)

Podrobné odvození rovnic (8.14) a (8.15) potřebných pro určení parametrů a a b je uvedeno v literatuře [14]. Pro odvození rovnice exponenciály charakterizující průběh zatížení v řešené oblasti využijeme rovnic (8.14) a (8.15).

Tab. 8-2: Tabulka hodnot pro výpočet parametrů a, b exponenciální funkce rok 2004 2005 2006 2007 2008

∑

xi -2 -1 0 1 2 0

yi 210,73 213,47 226,94 241,68 255,00 1147,81

log yi 2,32 2,33 2,36 2,38 2,41 11,80

xi log yi -4,65 -2,33 0,00 2,38 4,81 0,22

xi 2 4 1 0 1 4 10,00

Po dosazení hodnot z Tab. 8-2 do rovnic (8.14) a (8.15) obdržíme parametry a a b 5log a + 0 log b = 11,80 ⇒ a = 229, 087 , 0 log a + 10 log b = 0, 22 ⇒ b = 1,052.

(8.16)

Exponenciální funkce, která nejlépe popisuje rozložení zadaných bodů, má tvar y = 229, 087 ⋅ 1, 052 x

(8.17)

Z rovnice (8.17) vyplývá přímo hodnota meziročního nárůstu zatížení. V našem případě zatížení roste rychlostí 5,2 % ročně.

8.3 Určení správnosti vyrovnávací funkce Správnost vybrané funkce můžeme posoudit podle několika činitelů: a) podle průměrné absolutní odchylky n

d=

∑ y − y′ i =1

i

n

i

,

(8.18)

57


b) podle průměrné směrodatné odchylky n

σ=

∑ ( y − y′)

2

i

i =1

(8.19)

,

n

c) podle variačního součinitele

V=

nσ n

∑ y′ i =1

.

(8.20)

i

Tab. 8-3: Vypočítané hodnoty potřebné pro posouzení správnosti volby dané funkce rok

2004

2005

2006

2007

2008

∑

xi

-2

-1

0

1

2

0

yi

210,73

213,47

226,94

241,68

255,00

1147,82

y = 11, 675 x + 229, 562

funkce

yiL′

yi − yiL′

( yi − yiL′ )

2

206,21

217,89

229,56

241,24

252,91

1147,81

4,52

4,42

2,62

0,44

2,09

14,09

20,41

19,51

6,87

0,20

4,36

51,35

y = 229, 087 ⋅ 1, 052 x

funkce

yiE′

207,00

217,76

229,09

241,00

253,53

1148,38

yi − yiE′

3,73

4,29

2,15

0,68

1,47

12,32

13,92

18,43

4,61

0,46

2,16

39,58

( yi − yiE′ )

2

Příklad výpočtu (pro hodnoty modře zvýrazněné v tabulce Tab. 8-3):

yiL′ = 11, 675 ⋅ ( −2 ) + 229,562 = 206, 21, yi − yiL′ = 210, 73 − 206, 21 = 4,52,

( yi − yiL′ )

2

= ( 210, 73 − 206, 21) = 20, 41. 2

Tab. 8-4: Činitelé určující správnost zvolené vyrovnávací funkce funkce

y = 11, 675 x + 229, 562

y = 229, 087 ⋅ 1, 052 x

d [MW]

2,818

2,464

σ [MW]

3,205

2,814

V [%]

1,396

1,225

58


Příklad výpočtu (pro lineární funkci v Tab. 8-4): n

d=

∑ y − y′ i

i =1

iL

n

=

n

14, 09 = 2,818 MW 5

∑ ( y − y′ ) i

2

iL

51,35 = 3, 205 MW n 5 nσ 5 ⋅ 3, 205 V= n ⋅100 0 0 = ⋅100 0 0 = 1,396 0 0 1147,81 ∑ yiL′

σ=

i =1

=

i =1

Z Tab. 8-4 je vidět, že při proložení naměřených bodů pomocí exponenciální funkce (8.17) se dopouštíme menší chyby. Proto za optimální vyrovnávací funkci budeme uvažovat rovnici (8.17). Při simulaci ustáleného chodu DS pro rok 2010 v programu Bizon budeme zadávat jako trend růstu plošného zatížení kmenových linek 5,2 % z aktuálního zatížení ročně.

8.4 Stanovení plošného vývoje zatížení řešené oblasti v letech 2009 až 2012 Budeme předpokládat, že plošný vývoj zatížení bude mít exponenciální průběh definovaný rovnicí (8.17). V Tab. 8-5 a na Obr. 8-1 jsou zobrazeny hodnoty vývoje zatížení podle zvolené vyrovnávací funkce. Ovšem je nutné zdůraznit, že tento vývoj zatížení zohledňuje pouze předpokládaný nárůst všeužitečné spotřeby elektřiny včetně obvyklého rozsahu nových investic. Nezahrnuje v sobě růst zatížení spojený prudkým rozvojem investiční výstavby na území města Brna v oblasti budování velkých administrativních komplexů, univerzitního kampusu, obchodních a logistických center. S významnými požadavky na zajištění příkonu pro nové výrobní závody se dnes setkáváme prakticky pouze na územích průmyslových zón - např. na Černovické terase. Celkový vývoj zatížení pro nejbližší období lze určit, započítáme-li do plošného vývoje zatížení smluvně zajištěné rezervované příkony velkoodběratelů. Vzhledem k tomu, že po uzavření smlouvy o zajištění rezervovaného příkonu musí „zákazník“ do smluveného termínu uhradit podíl za připojení v souladu s příslušnými ustanoveními zákona 458/2000 sb., energetického zákona v platném znění a jeho prováděcích vyhlášek jsou v současné době uzavřeny tyto smlouvy pro investiční záměr s realizací v letech 2009 a 2010. Z tohoto důvodu by bylo určování celkového vývoje zatížení v delším časovém horizontu velmi nepřesné.

Tab. 8-5: Plošný vývoj zatížení rok

2009

2010

2011

2012

xi

3 266,72

4 280,58

5 295,17

6 310,52

yi = P [MW]

59


Příklad výpočtu (pro rok 2009 v Tab.8-5):

P2009 = 229, 087 ⋅1, 0523 = 266, 72 MW

exp vyrovnání zatížení

naměřené zatížení

vývoj zatížení

320 P [MW] 300

280

260

240

220

200 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011 rok 2012

Obr. 8-1: Plošný vývoj zatížení řešené oblasti při použití exponenciální vyrovnávací funkce

60

9 Předpokládaný vývoj DS města Brna

9 PŘEDPOKLÁDANÝ VÝVOJ DS MĚSTA BRNA Město Brno prochází v současné době obdobím rychlého rozvoje zejména vlivem zahraničního kapitálu. Spotřeba elektrické energie v posledních pěti letech rostla v průměru o 5,2 % ročně. Tento rekordní růst zatížení je dán, jak již bylo zmíněno v předchozí kapitole, dvěma faktory. Jednak nárůstem všeužitečného odběru elektřiny a také výstavbou nových a rekonstrukcí stávajících průmyslových zařízení, vývojem nových energeticky náročných technologií, rozmachem v oblasti bydlení, výstavbou obchodních řetězců a polyfunkčních budov atd. Firma E.ON Distribuce, a.s. nám poskytla seznam velkoodběratelů (Tab. 9-1), kteří v horizontu následujících dvou let mají zájem v Brně vystavět nová zařízení nebo rekonstruovat ta současná. Tab. 9-1: Nové odběry v letech 2008 – 2010 Odběratel elektrické energie

Předpokl. termín realizace projektu

Moravský zemský archív ILBIT KAMPUS Bohunice – MU Justiční areál – Heršpická AISIN – Černovická terasa KAMPUS Bohunice – BCS I KAMPUS Bohunice – COP II KAMPUS Bohunice – TESCO Měnírna Spálená Byty ORION – Lesná Letiště Tuřany kargo – I. etapa MAGNUM – byty Kamechy I. etapa – byty Kamechy II. etapa – byty Kamechy III. Etapa – byty Kamechy 14 RD Jižní centrum – ŽUB Stadion Brno – rekonstrukce OC Trnitá KAMPUS Bohunice – COP III KAMPUS Bohunice – COP IV KAMPUS Boh. – obchod. centr. Letiště Tuřany kargo – II. etapa TITANIUM – Nové Sady AZ TOWER – Pražákova BVV Masarykův onkologický ústav

2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009

DO MW 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 11 1

RP MW 0,90 1,80 4,40 2,40 6,00 3,00 1,36 0,40 1,10 3,00 2,00 1,20 1,50 1,00 0,80 0,20 10,00 1,30 2,00 0,80 1,35 2,10 3,60 1,00 1,60 13,50 2,80

OO MW 0,80 1,60 4,00 1,00 2,00 2,40 1,10 0,40 0,80 1,00 1,60 0,50 1,20 0,80 0,70 0,16 5,00 1,00 1,00 0,60 1,10 1,60 1,20 0,80 1,20 13,50 2,00

61


Odběratel elektrické energie

Předpokl. termín realizace projektu

DO MW

RP MW

OO MW

Bytové domy – Jaselská kasárna Byty Vlněna Dornych Nové Majdalenky – blok C Byty – Studentská Internát sester ZONER Nové Sady CTPu D2 Modřice Tunel Dobrovského OC Zvonařka Mrakodrap Heršpická ΣP ΣP ΣP ΣP

2009 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2008 2009 2010 2008 – 2010

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 14 0 17

4,00 4,00 2,00 2,50 0,13 0,80 6,00 1,20 10,00 5,00 31,06 53,48 22,20 106,74

2,00 2,00 0,70 0,80 0,10 0,64 4,80 1,00 6,00 2,00 20,06 35,24 13,80 69,10

(DO – dosavadní odběr, RP – rezervovaný příkon, OO – očekávaný odběr) V Tab. 9-1 jsou přehledně zobrazeny rezervované příkony velkoodběratelů do roku 2010. Na základě zkušeností s realizací podobných projektů jsme odvodili očekávaný odběr jednotlivých staveb. Celkový očekávaný nárůst zatížení v letech 2008 až 2010 odvozený z požadavků velkoodběratelů elektrické energie činní přibližně 52 MW.

PO = ∑ OO −∑ DO = ( 69,10 − 17 ) MW = 52,10 MW Celkový vývoj zatížení v letech 2008, 2009 a 2010 je zobrazen v Tab. 9-2 a na Obr. 9-1. Tab. 9-2: Plošný nárůst zatížení společně s nárůstem zatížení jmenovitých akcí 2008

2009

2010

Plošný nárůst zatížení

MW

255,00

266,72

280,58

Nárůst zatížení - jmenovité akce ∑P

MW

17,06

21,24

13,80

MW

272,06

305,02

332,68

Příklad výpočtu pro Tab. 9-2 (pro rok 2010):

∑ P = ( 280,58 + 17, 06 + 21, 24 + 13,8) MW = 332, 68 MW

62


plošné zatížení

jmenovité akce

350

P [MW] 300

250

200

150

100

50

0 2008

2009

2010

rok

Obr. 9-1: Plošný nárůst zatížení společně s nárůstem zatížení jmenovitých akcí

9.1 Výpočet ustáleného chodu DS k roku 2010 bez nových zdrojů Pro výpočet tohoto stavu jsme do aktuálního modelu DS města Brna vnesli požadavky velkoodběratelů (Tab. 9-1) a součastně jsme navýšili proudová zatížení kmenových linek dle určeného trendu spotřeby elektrické energie a provedli jsme jejich dopočet. Při této simulaci jsme do výpočtového modelu (Příloha C a D) nepřidávali žádné nové napájecí zdroje (transformace 110/22 kV).

9.1.1 Zatížení transformačních stanic Stejně jako při výpočtu aktuálního chodu DS jsme se zaměřili na zatížení jednotlivých transformátorů instalovaných v transformačních stanicích. Z požadavků velkoodběratelů do roku 2010 (Tab. 9-1) a vypočítaného trendu plošného nárůstu zatížení je patrné, že celkové zatížení by se na transformačních jednotkách v průběhu následujících dvou let mohlo teoreticky zvýšit až o 80 MW. Důvody tohoto předpokládaného rekordního růstu jsme již uvedli dříve.

63


Tab. 9-3: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2010 bez nových zdrojů stanice & přípojnice BNC_A BNC_B BNC_A+B BNT_A BNT_B BNT_C BNT_A+B+C

Sn MVA 25 0 25 40 40 40 120

PZ MW 12,10 0,00 12,10

PZ% % 51 0 -

44,98 43,46 44,37 132,81

118 114 117 -

BOB_A BOB_B BOB_A+B

40 40 80

44,28 7,10 51,38

117 19 -

HUV_A HUV_B HUV_A+B

40 40 80

27,30 15,69 42,99

72 41 -

KV_A KV_B KV_A+B

40 40 80

28,36 14,38 42,74

75 38 -

LI_A LI_B LI_A+B

40 25 65

7,47 7,35 14,82

20 31 -

MEY_A MEY_B MEY_A+B

40 40 80

28,08 8,54 36,62

74 22 -

Σ

530

333,46

-

(Sn – jmenovitý výkon transformátoru, PZ – absolutní zatížení transformátoru, PZ% – relativní zatížení transformátoru) Z výše uvedené tabulky a z Obr. 9-2 je zřetelné, že bez nových transformačních jednotek by v budoucnu nebylo možné provozovat DS. Již výpočet aktuálního ustáleného chodu soustavy poukázal na její potenciální riziková místa z hlediska přetížení. Tento výpočet naše předpoklady potvrdil. Je nezbytně nutné vybudovat co nejrychleji další transformaci v centru Brna. Rovněž jižní část Brna, kde město počítá s výstavbou nové městské části, vyvolá výstavbu další transformovny 110/22 kV.

64



15

30

45

60

75

90

105

120 PZ% 135 [%] 150

Obr. 9-2: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 bez nových zdrojů

9.1.2 Kontrola zatížení elektrických vedení Z výpočtu ustáleného chodu DS k roku 2010 bez nových zdrojů (Příloha D) vyplývá, že u řady vedení je překročena mezní hranice jejich proudového zatížení nastavená v programu Bizon. Seznam vedení, u nichž došlo vlivem značného nárůstu zatížení k jejich přetížení z hlediska spolehlivého a bezpečného provozu DS, je uveden v Tab. 9-4.

65


Tab. 9-4: Seznam vedení se zatížením přesahujícím 70 % své nominální hodnoty Označení vedení

Typ vedení

1_VN1242_1 1_VN1340_1 KABEL11970 KABEL11975 KABEL13685 KABEL15376 KABEL17763 KABEL17793 KABEL17795 KABEL17818 KABEL17869 KABEL18622 KABEL19666 KABEL19667 KABEL6825 KABEL8473 KABEL8473 KABEL8592 KABEL8670 SLOUCENI127 SLOUCENI128 SLOUCENI132 SLOUCENI176 SLOUCENI177 SLOUCENI690 SLOUCENI88 VEDK51801 VEDK51997 VEDK52334 VEDK52375 VEDK52743 VEDK52942 VEDK52943 VEDK53099 VEDK53201

AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY ANKTOYPV ANKTOYPV AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY ANKTOYPV AXEKVCEY AMKTOYPVs AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY AXEKVCEY ANKTOYPV ANKTOYPV ANKTOYPV ANKTOYPV AXEKVCEY AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe

S mm2 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 110 95 110 110 95 110 110 110 110

l m 2300,0 200,0 411,4 438,5 8,1 498,3 115,5 280,1 3,2 3,3 63,9 30,7 304,1 241,5 53,3 22,2 23,3 8,3 59,7 335,6 335,1 339,9 346,4 277,3 1076,0 1677,0 1669,0 35,8 1529,0 1038,0 234,1 201,0 205,3 2463,0 214,9

I % 75 75 79 71 73 73 70 73 73 72 73 72 71 73 74 72 70 70 72 73 70 74 73 73 71 70 81 79 77 75 79 81 73 73 75

Imax A 417 417 417 417 417 417 413 413 417 417 417 417 413 417 413 417 417 417 417 417 417 413 413 413 413 417 409 309 409 409 309 409 409 409 409

66


Označení vedení

Typ vedení

VEDK86802 VEDK86807 VEDK89020 VEDK89497 VEDO89026

AlFe AlFe AlFe AlFe AlFe

S mm2 110 95 95 110 35

l m 771,4 423,2 79,5 487,7 211,1

I % 73 96 82 73 78

Imax A 409 309 309 409 160

(S – průřez vedení, l – délka vedení, I – proudové zatížení vedení v procentech, Imax – maximální dovolený proud pro daný typ vedení) Obecně jsou v tomto modelu nejvíce zatěžována kabelová vedení vedoucí z Teplárny do spínacích stanic Příkop a Klusáčkova. Dále jsou nadměrně zatížena kabelová vedení napájející Veletrhy Brno z Teplárny. Poslední oblastí v modelu DS města Brna, kde nastává problém se zatížením vedení, jsou napáječe (venkovní vedení) zásobující elektrickou energií katastrální území Modřice a Chrlice ze Sokolnic. Příčinou je rozvoj obchodních center - zejména Olympie.

9.1.3 Navržená opatření pro zajištění bezpečného a spolehlivého provozu DS V první řadě je nutné posílit řešenou oblast novými zdroji (transformacemi 110/22 kV). Při tom budeme postupovat v duchu koncepce firmy E.ON Distribuce, a.s. [11]. Nejdříve v našem modelu DS změníme charakter stanice Příkop (BNP), původně spínací stanici převedeme na transformační. Tuto stanici bude s Teplárnou Špitálka propojovat kabelové vedení 110 kV. Dále navrhneme dvojité přímé (bez meziodběrů) kabelové vedení 22 kV, které bude zásobovat elektrickou energií Veletrhy Brno z Teplárny (V1365 a V1366). Těmito kroky bychom měli značně odlehčit transformacím a kabelovým vedením napájející centrální část Brna. Poté provedeme analýzu DS a přistoupíme k řešení další problematické oblasti, kterou je jižní část Brna. Je zřejmé, že v této lokalitě je potřeba co nejrychleji vybudovat další transformační stanici. Na základě simulace ustáleného chodu DS navrhneme, jakými transformátory (o jakém instalovaném výkonu) by bylo vhodné tuto novou transformační jednotku vybavit. Těmito opatřeními bychom měli odstranit možné budoucí problémy v provozu DS. Pokud některá vedení budou i po těchto krocích přetížena, nezbývá nic jiného, něž je posílit paralelními vedeními. Venkovní vedení je v mnoha případech možno nahradit vedeními s větším průřezem, u kabelových vedení to nelze, protože téměř všude je již instalován jednotný průřez vedení 240 mm2.

67


9.2 Výpočet ustáleného chodu DS k roku 2010 s napájecím uzlem Příkop Při výpočtu ustáleného chodu DS jsme vyšli z předešlého modelu, ve kterém jsme pouze změnili typ stanice Příkop. Z původně odběrové stanice jsme učinili napájecí, při tom jsme vycházeli z koncepce rozvoje DS města Brna, která počítá s tím, že do této stanice 110/22 kV budou osazeny dva transformátory o instalovaném výkonu 40 MVA.

9.2.1 Zatížení transformačních stanic a vedení V tomto modelu (Příloha E), podobně jako v předcházejících, jsme se snažili nalézt optimální konfiguraci DS tak, aby zatížení transformátorů pracujících do kabelových sítí bylo co nejrovnoměrněji rozloženo i s ohledem na jejich hospodárný provoz. Tab. 9-5: Vypočítané zatížení transformačních stanic k roku 2010 s napájecím uzlem Příkop stanice & přípojnice BNC_A BNC_B BNC_A+B

Sn MVA 25 0 25

PZ MW 15,49 0,00 15,49

PZ% % 65 0 -

BNP_A BNP_B BNP_A+B

40 40 80

24,98 25,28 50,26

66 67 -

BNT_A BNT_B BNT_C BNT_A+B+C BOB_A BOB_B BOB_A+B HUV_A HUV_B HUV_A+B KV_A KV_B KV_A+B LI_A LI_B LI_A+B MEY_A MEY_B MEY_A+B

40 40 40 120 40 40 80 40 40 80 40 40 80 40 25 65 40 40 80 610

33,12 30,52 30,21 93,85

87 80 80 -

43,68 7,10 50,78

115 19

Σ

-

16,35 15,69 32,04

43 41 -

30,06 10,16 40,22

79 27 -

7,47 7,60 15,07

20 32 -

27,06 8,54 35,60

71 22 -

333,31

-

68


(Sn – jmenovitý výkon transformátoru, PZ – absolutní zatížení transformátoru, PZ% – relativní zatížení transformátoru) V Tab. 9-5 i na Obr. 9-3 je vidět, že vybudováním nové transformace Příkop se výrazným způsobem odlehčí transformace Teplárna, ale přetížení transformátoru v Bohunicích napájejícího kabelovou síť v podstatě neovlivní. I přes posílení centrální části Brna novým napájecím bodem zatížení Teplárny a Komárova (přípojnice “A“) je pro rok 2010 na úrovni, při které je již nutné vážně uvažovat o výstavbě další transformační stanice, která musí být umístěna v prostoru mezi rozvodnou Bohunice a Komárov. S ohledem na trasy vedení 110 kV byla vytipována lokalita „Moravany“. Dále koncepce rozvoje sítí počítá s vybudováním dalších transformací, v roce 2012 by měla být uvedena do provozu transformace Opuštěná a po roce 2015 Klusáčkova (viz. Obr. 6-6). MEY_B MEY_A LI_B LI_A KV_B KV_A HUV_B HUV_A BOB_B BOB_A BNT_C BNT_B BNT_A BNP_B BNP_A BNC_A 0

15

30

45

60

75

90

105

120 PZ% 135 [%] 150

Obr. 9-3: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 s napájecím uzlem Příkop

69


Vybudování transformace Příkop bude mít také pozitivní vliv na proudová zatížení vedení (Příloha F). Téměř všechna vedení, jejichž zatížení byla v modelu DS bez nových zdrojů větší než 70 % jejich jmenovité hodnoty proudu, jsou v tomto modelu v normě. Jedno vedení však zůstalo i po posílení DS novým zdrojem přetíženo z hlediska bezpečného a spolehlivého chodu DS. Jedná se o venkovní vedení, které je v Tab. 9-4 uvedeno na posledním místě. Toto vedení bude navrženo na rekonstrukci a pro další model ho nahradíme vedením AlFe s průřezem 95 mm2.

9.3 Výpočet ustáleného chodu DS k roku 2010 s napájecím uzlem Moravany Při řešení tohoto modelu DS (Příloha G) budeme opět vycházet z předešlého, jehož součástí je transformace Příkop. Přetížení transformátoru napájejícího kabelovou síť v Bohunicích lze řešit jedině výstavbou nové transformační jednotky. Rozvojová koncepce firmy E.ON Distribuce, a.s. [11] uvádí, že nový napájecí uzel by měl být vybudován v obci Moravany. V součastné době existují problémy s odkupem pozemků ve zmíněné lokalitě, proto se uvažuje i o náhradní variantě, která počítá s instalací transformační jednotky v Brně v areálu ABB, s.r.o.

9.3.1 Zatížení transformačních stanic a vedení V Tab. 9-6 jsou uvedena zatížení jednotlivých transformátorů v napájecích stanicích při optimální konfiguraci sítě vn. Tab. 9-6: Zatížení transformačních stanic k roku 2010 s napájecím uzlem v Moravanech stanice & přípojnice BNC_A BNC_B BNC_A+B BNP_A BNP_B BNP_A+B

Sn MVA 25 0 25 40 40 80

PZ MW 15,49 0,00 15,49

PZ% % 65 0 -

24,83 27,64 52,47

65 73 -

BNT_A BNT_B BNT_C BNT_A+B+C

40 40 40 120

29,48 28,65 27,18 85,31

78 75 72 -

BOB_A BOB_B BOB_A+B

40 40 80

29,54 6,80 36,34

78 18 -

HUV_A HUV_B HUV_A+B

40 40 80

16,35 15,69 32,04

43 41 -

KV_A KV_B KV_A+B

40 40 80

25,98 10,16 36,14

68 27 -

70


stanice & přípojnice LI_A LI_B LI_A+B

Sn MVA 40 25 65

PZ MW 7,47 7,60 15,07

PZ% % 20 32 -

MEY_A MEY_B MEY_A+B

40 40 80

27,06 8,54 35,60

71 22 -

MOR_A MOR_B MOR_A+B

40 0 40

24,80 0,00 24,80

65 0 -

Σ

650

333,26

-

(Sn – jmenovitý výkon transformátoru, PZ – absolutní zatížení transformátoru, PZ% – relativní zatížení transformátoru) V Tab. 9-6 i na Obr. 9-4 je vidět, že nová transformační stanice v Moravanech výrazným způsobem odlehčí transformátor v Bohunicích napájející kabelovou síť a také je částečně schopna převzít zatížení Teplárny Brno. Koncepce rozvoje DS města Brna [11] počítá s tím, že v Moravanech bude v roce 2010 instalován transformátor o výkonu 25 MVA. Z námi provedených výpočtů je zřejmé, že transformátor o uvedené kapacitě by nebylo vhodné použít, protože v uvažovaném modelu již dosahuje zatížení 24,8 MW. Proto doporučujeme vybavit tuto novou stanici transformátorem o výkonu 40 MVA. V případě, že nebude moci být postavena transformace v Moravanech, tzn., že se nevyřeší aktuální problémy s odkupem pozemků ve zmíněné lokalitě, bude se muset přejít k náhradnímu plánu výstavby transformační stanice v Brně na Vídeňské. Na výpočet ustáleného chodu DS nebude mít tato změna podstatný vliv. Žádná vedení v tomto modelu (Příloha H) nejsou přetěžována z hlediska spolehlivého a bezpečného chodu DS. Ovšem v modelu existují některá místa, kde proudová zatížení vedení se blíží hranici 70 % svého jmenovitého proudu. Například vedení, která propojují spínací stanici Jílovou (BNJ) s novou transformovnou v Moravanech, nejsou schopna přenést větší výkon než cca 25 MW. Při následujícím rozvoji v této oblasti města Brna bude nutné vybudovat další vedení napájející spínací stanici BNJ tak, aby stávající nebyla přetěžována. Další problematickou oblastí, podobně jako v předcházejících modelech, jsou napáječe propojující spínací stanici Klusáčkova (BNS) s Teplárnou. Abychom odstranili zmíněné problémy provozu DS, je třeba i nadále pokračovat v její rekonstrukci, vystavět další transformace vvn/vn v centru Brna a posílit jejich vzájemné vazby (dle koncepce [11]).

71


MOR_A MEY_B MEY_A LI_B LI_A KV_B KV_A HUV_B HUV_A BOB_B BOB_A BNT_C BNT_B BNT_A BNP_B BNP_A BNC_A 0

10

20

30

40

50

60

70

[%] 100 80 PZ%90

Obr. 9-4: Zatížení jednotlivých transformací k roku 2010 s napájecím uzlem Moravany


72

9.4 Investiční náročnost navržených opatření v DS města Brna Při určování investiční náročnosti jednotlivých projektů obvykle vycházíme z rozpočtů již provedených podobných akcí.

9.4.1 Rozpočet transformační stanice Příkop Na základě dlouhodobé koncepce rozvoje elektrických sítí v městě Brně byla v roce 1996 vystavěna budova TR 110/22 kV Příkop. V devadesátých letech minulého století došlo k přechodnému poklesu zatížení města Brna, z tohoto důvodu byla v této budově zřízena pouze rozvodna 22 kV, která sloužila jako spínací stanice (vstupní rozvodna) pro mřížovou síť v historickém jádru města Brna a pro napájení oblasti Brno – sever. V součastné době se intenzivně pracuje na dobudování této stanice. Je naplánovaná výstavba rozvodny 110 kV typu „H“ v zapouzdřeném provedení včetně jejího doplnění o dva transformátory 110/22 kV a dovybavení a přezbrojení stávající rozvodny 22 kV. Součástí akce bude i provedení rekonstrukce zařízení zajišťujících napájení vlastní spotřeby. Tab. 9-7: Náklady na dobudování transformace Příkop Technologická část Stavební část Ostatní investiční náklady Projekční činnost GZS Inženýrská činnost Rezerva

112 200 000,- Kč 3 224 000,- Kč 1 000 000,- Kč 10 478 160,- Kč 4 656 960,- Kč 6 985 440,- Kč 11 642 400,- Kč

Σ

150 186 960,- Kč

Z výše uvedené tabulky je vidět, že dostavba TR Příkop vyjde na 150 186 960,- Kč. Do nákladů na technologickou část rozvodny patří náklady na dva transformátory 110/22 kV o jmenovitém výkonu 40 MVA, pole rozvaděčů 110 kV a vlastní spotřeby, uzlový odporník, kabelové koncovky a kabely k transformátorům, omezovače přepětí, řídící systém, ochrany atd. V nákladech na stavební část jsou zahrnuty náklady na demolici, stanoviště transformátorů, uzemnění a další stavební práce. Ostatní investiční náklady tvoří obecně náklady na demontáže zařízení a odkup nemovitostí. Zkratka GZS v Tab. 9-7 značí náklady na generální zařízení pracoviště. Náklady na projekční činnost představují náklady na projekt a náklady na inženýrskou činnost jsou náklady spojené z prací investora. Rezervu tvoří vždy 10 % měrných nákladů na stavbu daného zařízení.

9.4.2 Rozpočet transformační stanice Moravany V tomto případě se bude jednat o výstavbu nové transformace v obci Moravany, která je vyvolaná enormním růstem zatížení v jižní části Brna. Rozvodna 110 kV bude venkovního provedení (klasické „H“). Pro stanovení investiční náročnosti této akce jsme vycházeli z rozpočtu obdobné stavby transformační stanice v Pohořelicích.


73

Tab. 9-8: Náklady na vybudování TR 110/22 kV v Moravanech Technologická část Stavební část Ostatní investiční náklady Projekční činnost Inženýrská činnost Rezerva

100 167 500,- Kč 25 235 000,- Kč 5 208 710,- Kč 8 702 470,- Kč 3 978 272,- Kč 12 432 100,- Kč

Σ

155 724 052,- Kč

Náklady na stavbu TR 110/22 kV činní 155 724 052,- Kč. V porovnání s investiční náročností TR Příkop jsou u tohoto projektu nižší náklady na technologickou část zařízení díky tomu, že tato transformace bude vybavena pouze jedním transformátorem 110/22 kV o jmenovitém výkonu 40 MVA. Náklady na stavební část jsou u této akce vyšší, protože narozdíl od TR Příkop je zde potřeba vystavět nový objekt, ve kterém bude TR Moravany situována. Oproti předešlé akci je u tohoto projektu potřeba počítat s náklady na odkup pozemků za přibližně 5 milionů Kč a s náklady na zaústění kabelových vedení vn do rozvodny 22 kV s rozpočtem 15,8 milionů Kč.

9.4.3 Náklady na vybudování kabelového vedení 110 kV propojujícího TR Příkop a Teplárnu Špitálka Transformační stanice Příkop bude napájena z TR Teplárny Špitálka prostřednictvím kabelového vedení 110 kV. Celkové předběžné náklady na tuto stavbu činní 103 428 975,- Kč.

9.4.4 Náklady na dokončení sítě vn Brno – sever Předmětem této akce je dokončit některá propojení a přepojení kabelových vedení vn v oblasti Brno – sever. Návrh řešení počítá s tím, že obě v součastné době spínací stanice Příkop a Klusáčkova budou v budoucnu přestavěny na transformace 110/22 kV. Tento projekt bude firmu E.ON Distribuce, a.s. stát 6 708 258,- Kč.

9.4.5 Náklady na vybudování napáječů Veletrhů Brno Jedním z největších problémů současnosti v DS města Brna je zajistit napájení Veletrhů Brno v době konání Mezinárodního strojírenského veletrhu. Doposud tato akce představovala pro dispečery elektrických sítí vn složitý úkol, na který se připravovali s několikatýdenním předstihem. Nebylo snadné najít optimální konfiguraci elektrických sítí tak, aby byla všem spotřebitelům v tomto období zajištěna dodávka elektrické energie v požadovaném množství a kvalitě. Pro odstranění tohoto problému jsme navrhli napájet Veletrhy Brno dvojitým kabelovým vedením vn z transformace Teplárna - Špitálka. Rozpočet zmiňovaného projektu činní 36 508 290 Kč.

10 Závěr

74

10 ZÁVĚR Tuto diplomovou práci jsme vypracovali pro účely firmy E.ON Distribuce a.s. Hlavním cílem této práce bylo provést analýzu součastného stavu DS, určit trend růstu spotřeby elektrické energie a uskutečnit v DS města Brna taková opatření, která zajistí dodávku elektrické energie jejím konzumentům v požadovaném množství, předepsané kvalitě a spolehlivosti do roku 2010. Při tom jsme vycházeli z koncepce rozvoje DS města Brna [11]. Pro řešení tohoto projektu jsme použili programový systém pro výpočty režimů elektroenergetických sítí PAS DAISY Off-Line v.4.00 Bizon. Výsledky zimního měření z ledna tohoto roku i výpočet ustáleného chodu modelu součastné DS města Brna již poukazují na problémy, se kterými se potkávají dispečeři elektrických sítí při jejich provozu. Transformátor pracující do kabelové sítě v Bohunicích začíná být přetěžován, v podobném stavu se nachází i transformace Teplárna Brno. S nadměrným zatěžováním se nepotýkají pouze transformační jednotky, poměrně rozsáhlá část elektrických vedení se blíží zatížení, při němž je potřeba vážně uvažovat o jejich výměně nebo posílení. Největší problém nastává se zásobováním elektrickou energií Veletrhů Brno v době konání Mezinárodního strojírenského veletrhu. Další rizikovou oblast z hlediska možného budoucího přetížení vedení tvoří napáječe spínacích stanic Příkop, Klusáčkova a Jílová. Pro modelování rozvoje elektrických sítí jsme nejprve museli určit trend růstu spotřeby elektrické energie. Protože se nám nepodařilo získat aktuální informace o spotřebě elektrické energie, vycházeli jsme z měřených hodnot soudobého zatížení transformačních stanic zásobujících řešenou oblast. Ke stanovení trendu nárůstu zatížení jsme použili metodu extrapolační, která vychází z vyrovnání dosavadního vývoje a extrapoluje tento vývoj do budoucnosti, a to za předpokladu, že vlivy působící na vývoj v budoucnosti se nebudou podstatně lišit od vlivů v minulosti. Statisticky získanými hodnotami jsme proložili dvě různé matematické funkce (lineární a exponenciální) a určili jsme, která z nich lépe vystihuje měřená data. Z Tab. 8-4 plyne, že menší chyby jsme se dopustili, když jsme za optimální vyrovnávací funkci zvolili exponenciální funkci y = 229, 087 ⋅ 1, 052 x . Z této rovnice lze přímo vyjádřit trend zatížení řešené oblasti, který činí 5,2 %. Dále jsme modelovali provoz DS pro rok 2010. Nejprve jsme navýšili proudová zatížení kmenových linek dle určeného trendu spotřeby elektrické energie. Do téhož modelu DS jsme vnesli požadavky velkoodběratelů (Tab. 9-1) a vypočítali jsme ustálený chod této DS. Z obdržených výsledků vyplývá, že bez instalace nových zdrojů (transformací 110/22 kV) by nebylo možné provozovat DS. Proto jsme navrhli opatření v souladu s koncepcí rozvoje sítí k zajištění spolehlivého a bezpečného chodu DS. Prvním navrženým krokem byla rekonstrukce stanice Příkop, z původně spínací stanice jsme učinili transformační jednotku vybavenou dvěma transformátory o jmenovitém výkonu 40 MVA. Nová transformace bude napájena kabelovým vedením 110 kV z rozvodny Teplárna Brno. Jak lze vyčíst z Tab. 9-5, nový napájecí uzel odlehčí transformaci Teplárna, ale sám o sobě celý problém DS nevyřeší. Transformace v Bohunicích i v tomto modelu zůstává přetížena. Problém se zásobováním elektrickou energií Veletrhů Brno v době konání Mezinárodního strojírenského veletrhu jsme vyřešili navržením dvou paralelních kabelových vedení vn napájených z transformace Teplárna Brno.

10 Závěr

75

Dalším krokem bylo vybudování transformační stanice v Moravanech. Záměrem firmy E.ON Distribuce a.s. bylo vybavit tuto stanici pouze jedním transformátorem o jmenovitém výkonu 25 MVA. Z našich simulací ustáleného chodu DS pro rok 2010 vyplývá, že by bylo vhodné instalovat ve zmíněné stanici transformátor o jmenovitém výkonu 40 MVA, protože již v modelu DS pro rok 2010 se její zatížení blíží 25 MW. Po zřízení dvou nových transformačních jednotek (Příkopu a Moravan) a příslušných kabelových vedení, která je začlení do distribučního systému města Brna, lze najít vhodnou volbou zapojení elektrických sítí optimální stav, při němž proudová zatížení vedení nepřekročí mez 70 % svého jmenovitého proudu a zatížení u všech transformací bude menší než 80 % svého instalovaného výkonu. To lze považovat za stav, při kterém dispečeři elektrických sítí mohou poměrně bezpečně a spolehlivě řídit chod DS. Investiční náročnost jednotlivých navržených opatření pro zajištění spolehlivé a kvalitní dodávky elektrické energie jejím konzumentům je uvedena v 9. kapitole.

76

Použitá literatura

POUŽITÁ LITERATURA [1]

BLAŽEK, V., SKALA, P.: Distribuce elektrické energie. VUT v Brně, Brno, 2003, 140 stran.

[2]

ČERNÝ, P.: Zásady pro rozvoj a výstavbu systému VN ve městech. Směrnice JME, a.s č.3-2-1, 2001.

[3]

ČSN 33 2000-5-51: 2000. Elektrotechnické předpisy. Elektrická zařízení. Část 5: Výběr a stavba elektrických zařízení. Kapitola 51: Všeobecné předpisy.

[4]

ČSN 33 2000-5-52: 1998. Elektrotechnické předpisy. Elektrická zařízení. Část 5: Výběr a stavba elektrických zařízení. Kapitola 52: Výběr soustav a stavba vedení.

[5]

E.ON Distribuce, a.s. z:

[6]

EL-HAVARY M. E.: Electrical power systems. Design and analysis. IEEE Press, New York, 1995, ISBN 0-7803-1140-X.

[7]

HALUZÍK, E.: Řízení provozu elektrizačních soustav. VUT v Brně, Brno, 1983, 125 stran.

[8]

HODINKA, M., HALUZÍK, E., KUČERA, D.: Příklady z elektrických sítí I. VUT v Brně, 1. vydání, Brno, 1976, 226 stran, 412-33697.

[9]

HODINKA, M.: Elektrické sítě I.. VUT v Brně, 3.vydání, Brno, 1980, 286 stran.

[10] KOLEKTIV 2006.

AUTORŮ:

[on-line].

2007,

[cit.

2007-11-24].

Dostupné

Uživatelská příručka programu PAS DAISY. DAISY, s.r.o, Praha,

[11] KOZÁK M.: Koncepce rozvoje distribuční soustavy VVN. E.ON Distribuce, a.s., 2007. [12] KUČERA, D.: Přenos a rozvod elektrické energie. VUT v Brně, 2. vydání, Brno, 1986, 198 stran, 4-0902.347. [13] ORSÁGOVÁ, J.: Rozvodná zařízení. VUT v Brně, Brno, 2004, 148 stran. [14] PAVLOVSKÝ, B.: Elektrické sítě v městech a sídlištích. SNTL, 1.vydání, Praha, 1975, 428 stran, 2-0744.793. [15] SAADAT H.: Power system analysis. McGraw-Hill, Boston, 1999, ISBN 0-07-116758-7. [16] SANTARIUS, P.: Elektrické sítě a vedení. Vysoká škola báňská – Technická univerzita, 2.vydání, Ostrava, 2002, 114 stran, ISBN 80-248-0175-2. [17] Statutární město Brno

[on-line].

2007,

[cit.

2007-11-24].

Dostupné

z:

[18] ŠTROBLOVÁ, M.: Elektrické sítě městské a průmyslové. Západočeská univerzita, 1.vydání, Plzeň, 1994, 149 stran, ISBN 80-7082-154-X. [19] VERNER, J.: Elektrické stanice a vedení. VUT v Brně, 1.vydání, Brno, 1985, 157 stran, 4-0898.549. [20] Vyhláška č. 540/2005 Sb. o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. Praha, 2005

9

Přílohy

Příloha A Aktuální stav – 2008 – rozdělení napájení sítí 22 kV dle TR 110/22 kV Příloha B

Aktuální stav – 2008 – poměrné proudové zatížení

Příloha C Stav k r. 2010 bez nových napájecích zdrojů – rozdělení napájení sítí 22 kV dle TR 110/22 kV Příloha D Stav k r. 2010 bez nových napájecích zdrojů – poměrné proudové zatížení Příloha E Stav k r. 2010 s TR Příkop – rozdělení napájení sítí 22 kV dle TR 110/22 kV Příloha F zatížení

Stav k r. 2010 s TR Příkop – poměrné proudové

Příloha G Stav k r. 2010 s TR Moravany – rozdělení napájení sítí 22 kV dle TR 110/22 kV Příloha H zatížení

Stav k r. 2010 s TR Moravany – poměrné proudové

Příloha I

Dispečerské schéma DS města Brna

NÁVRH ROZVOJE SÍTĚ 22 KV V ZADANÉ ČÁSTI BRNA

Recommend Documents