TALLINNA TEHNIKAÜLIKOOL
ELEKTROENERGEETIKA INSTITUUT
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE AES3630 I −
II osa I osa SISSEJUHATUS Peeter Raesaar TALLINN 2005 SISSEJUHATUS 2
I osa SISSEJUHATUS SISUKORD SISUKORD .............................................................................................................. 2 1.1
KURSUSE EESMÄRK JA SISU ....................................................................... 3
1.2
ELEKTRI ÜLEKANDE JA JAOTAMISE “
PÕHITÕED ”........................................ 5
1.3
ELEKTRIVÕRKUDE PLANEERIMISE JA PROJEKTEERIMISE ETAPID ................ 6
1.4
ELEKTRITARBIMISE JA KOORMUSTE
PROGNOOSIMINE ................................ 7
1.4.1 Arengut mõjutavad trendid ............................................................... 7
1.4.2 Elektritarbimise prognoosimine........................................................ 7
1.4.3 Elektritarbimise prognoosi meetodid ................................................ 8
1.4.4 Prognoosimine puuduliku informatsiooni tingimustes ................... 12
1.4.5 Koormuste prognoosimine .............................................................. 14
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE 2
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar SISSEJUHATUS 3
1.1 Kursuse eesmärk ja sisu Iga
elektrisüsteem on pidevas arengus – kasvavad (või ka vähenevad)
koormused, lisanduvad uued või kaovad olemasolevad koormused, vana-
nevad
seadmed , muutuvad töökindluse-, kvaliteedi- ja keskkonnaalased
nõuded,
ilmuvad uued
tehnoloogilised lahendused, lisandub uusi elektri-
jaamu jne.
Võrguettevõtetes on veel suur osa alajaamu ja elektriliine nii tehniliselt
kui moraalselt vananenud.
Lisaks seadmete vananemisele on majanduses toimunud muutuste taga-
järjel toimunud oluline koormuskeskuste ümberpaiknemine, mistõttu
enamus 1970-80. aastatel ehitatud
alajaamad ja
elektriliinid on tippkoor-
muse ajal
koormatud ainult 30-40% ulatuses. Sageli asuvad alakoormatud
alajaamad praeguseks kujunenud koormuskeskustest kaugel ning nende
käit muutub aasta aastalt üha kulukamaks. Samas tekib üha rohkem uusi
intensiivse koormuskasvuga piirkondi, kus alajaamad ja elektriliinid on
tugevasti ülekoormatud või töötavad edastusvõime piiri lähedal.
Tüüpilised koormuste ümberpaiknemise põhjused:
1. Omaaegsete kolhoosi- ja sovhoosikeskuste koormused on langenud
mitmeid ja mitmeid
kordi .
2. Endistes väikemajapidamistes on
elektritarbimine suurenenud, mitme-
suguse kodutehnika aga ka uute tehnoloogiliste seadmete arvel.
3.
Endised suvilarajoonid on muutumas elurajoonideks.
4. On aktiviseerunud elamuehitus suuremate linnade piirialadel.
5. Palju omaaegseid suurettevõtteid on lõpetanud oma tegevuse.
6. Olemasolevad tootmisettevõtted kolivad kesklinna kallilt ärimaalt oda-
vamatele äärelinna
aladele .
7. Uued tootmisettevõtted rajavad oma tootmisüksused suurlinnade ääre-
aladele või praeguste maakonnakeskuste lähedusse.
Taolised muutused on tekitanud olukorra, kus elektriettevõtted vajavad
tohutult investeeringuid, kindlustamaks tarbijate varustamine kvaliteetse
elektrienergiaga.
Elektrisüsteemide pidev areng tähendab vajadust pidevalt tegelda elektri-
süsteemi, seal hulgas elektrivõrkude arengu planeerimisega ja
projektee -
rimisega ning uute elektrirajatiste (elektriliinid, alajaamad, jaotussead-
med) projekteerimisega (ja muidugi ka ehitusega) ning vananenud rajatis-
te rekonstrueerimisega.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 4
Käesoleva kursuse eesmärgiks on tundma õppida elektrivõrgu ja tema
põhiliste elementide – elektriliinide ja
alajaamade − projekteerimise alus-
te
tundmaõppimine .
Kursus koosneb viiest suhteliselt iseseisvast osast.
I osa.
Sissejuhatus. Käsitletakse
mõningaid planeerimise ja projektee-
rimise üldküsimusi.
II osa.
Elektrivõrkude projekteerimine.
III osa.
Elektriliinide projekteerimise alused. IV osa.
Alajaamade projekteerimise alused.
V osa.
Projekteerimisettevõtete üldine projekteerimise tehnoloogia Kursuse eeldusaineteks on:
AES 3045
Elektrivõrgud AEK 3025 Alajaamad
AES 3621 Elektrisüsteemi
siirdeprotsessid I
Väga
soovitav on ka järgmiste kursuste kuulamine:
AES 3180 Kõrgepingetehnika
erikursus AES 3622 Elektrisüsteemi siirdeprotsessid II
Kursus on tihedalt seotud ainetega
AES3491
Elektrivõrkude arengu
planeerimine AES 3640 Elektrijaotustehnika
ja on neile täienduseks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 5
1.2 Elektri ülekande ja jaotamise “põhitõed” Elektrivõrku määratletakse kui ehitiste ja seadmete kogumit elektriener-
gia edastamiseks tootjatelt tarbijateni. Elektrivõrkudeks nimetatakse ka
suurema võrgu osi näiteks vastavalt nimipingele, tarbijate
iseloomule või
mingile muule tunnusele.
Elektrivõrkude
kompleks ja vastastikune toime allub
paljudele füüsika-
seadustele .
Nendest tuleneb rida “põhitõdesid”, millest lähtutakse elektri-
varustussüsteemide planeerimisel ja projekteerimisel:
1. Majanduslikult ökonoomsem on
edastada elektrienergiat kõrgel pin-
gel. Mida kõrgem on pinge, seda madalam on kulu edastatava kilovatti
kohta.
2. Mida kõrgem on pinge, seda suurem on elektriülekande edastusvõime,
kuid seda suurem on ülekande seadmete maksumus. Seega − kuigi
kõrgepingeliinide edastusvõime on tunduvalt kõrgem, on nende mak-
sumus samuti palju suurem madalama pingega liinide omast. Seetõttu
on kõrgem pinge õigustatud ainult siis, kui tõesti on vaja edastada suu-
ri energiakoguseid.
3.
Madalpinge 240/400 V (USA-s 120/240 V), mis on enamasti lõpptar-
bimise pingeks − ei sobi suurte energiakoguste edastamiseks
kauge maa taha. Majanduslikult sobib selline pinge ainult
elektrienergia ko-
halikuks jaotamiseks mitte kaugemale, kui kuni 0,5 km. Suuremate
kauguste korral
energiakaod , pingekaod ja seadmete maksumus luba-
matult suured.
4. Pinge muutmine on
kulukas , moodustades olulise osa kogu elektri
edastuse tsüklis. Seega tuleks kasutada võimalikult vähe erinevaid ni-
mipingeid.
5. Majanduslikult on elektrienergiat ökonoomsem toota väga suurtes ko-
gustes. Vaatamata hajutatud tootmise propageerijate väidetele annab
elektri suurtootmine olulisel määral nn
mastaabisäästu /
economy of
scale / − suured
generaatorid toodavad energiat ökonoomsemalt, kui
väikesed. Siiski võivad kogu süsteemi kulud teatud juhtudel osutuda
hajutatud tootmise puhul väiksemaks, seda tänu väiksematele kuludele
võrkude rajamisel ja väiksematele võrgukadudele. Ka võib hajustoot-
mine suurendada süsteemi töökindlust.
6. Väikestes
kogustes tuleb elektrienergiat edastada madalpingel. Kesk-
mise tarbija tarbimine moodustab 1/10000 kuni 1/
100000 suure gene-
raatori toodangust.
Lähtuvalt toodud kontseptsioonidest jagatakse elektrivõrgud traditsiooni-
liselt ülekande- ja jaotusvõrkudeks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 6
Ülekandevõrkude /
transmission systems/ (tavaliselt
U =110...500 kV)
Nülesandeks on suuremate elektrienergia koguste transport elektrijaama-
dest tarbimispiirkondade toitealajaamadesse.
Sageli eristatakse veel nn
süsteemivõrke − tähtsamad ülikõrgepingevõr-
gud, mis ühendavad elektrisüsteeme ja
suuremaid elektrijaamu.
Eesti oludes vastab ülekandevõrkudele Põhivõrk (
pinged 110, 220 ja 330
kV). Süsteemivõrguna tuleks vaadelda 330 kV võrku.
Jaotusvõrkude /
distribution systems/ (tavaliselt
U≤ 35 kV) ülesandeks
Non tarbimispiirkonnas elektrienergia jaotamine ning
edastamine tarbijaile.
Mõnedes
maades
eristatakse
veel
nn
ülekandejaotusvõrke
/
subtransmission systems/ (tavaliselt
U =35...110 kV).
NNimipinge alusel liigitatakse võrke
madal-,
kesk-,
kõrge- ja
ülikõrge-
pingevõrkudeks /
low, medium , high, extra high voltage /.
Eestis on jaotusvõrgu pingeteks 35, 20, 15, 10, 6 kV (keskpinged) ja
220/380 ning 220 V (madalpinged) . Üheks võrguettevõtete ees seisvaks
ülesandeks on nimipingete arvu vähendamine.
Jaotusvõrke liigitatakse ka tarbijate iseloomu järgi
tööstus-, linna- ja
maavõrkudeks /
industrial, urban , rural networks /.
Elektrivõrkude põhiobjektideks on elektriliinid (õhu- ja kaabelliinid) ning
alajaamad.
1.3 Elektrivõrkude planeerimise ja projekteerimise etapid Üldiselt jaguneb elektrivõrkude arengu planeerimine ja projekteerimine
kolmeks etapiks:
Elektrivõrgu arengu planeerimine (perspektiivplaneerimine) –
määratakse peamised
investeeringud ja arengusuunad ning võrgu põ-
hikonfiguratsioon pikas perspektiivis
Elektrivõrgu projekteerimine – otsustatakse konkreetsed investee-
ringud lähitulevikus (3...5 a)
Võrgu objektide (liinide, alajaamade) projekteerimine – koosta -
takse vaadeldava objekti ehituslik projekt
Kõigil
etappidel tuleb arvestada nõudeid elektrivarustuse kvaliteedile (s.t
töökindlusele ja elektrienergia kvaliteedile), ohutusele, loodushoiule ja
mugavusele, tagades seejuures vähimad kulud vaadeldava objekti kogu
eluea jooksul. Selle saavutamiseks tuleb silmas pidada
kõiki kulukom-
ponente – mitte ainult investeeringuid ja investeerimisaegu, vaid ka
jooksvaid
kulusid , nagu võrgukaod ja
käidu - ning hooldekulud.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 7
1.4 Elektritarbimise ja koormuste prognoosimine 1.4.1 Arengut mõjutavad trendid Põhiliseks arengu mõjutajaks on tarbimise kasv ajas. Just koormuste kasv
ja vahel ka nende struktuuri muutus on põhiliseks teguriks, mis tingib
energiasüsteemi, s.h ka elektrivõrgu pideva arendamise vajaduse.
Muidugi tuleb arvestada ka mitmesuguseid muid trende. Tarbimise kõrval
tuleb eelkõige arvestada seadmete jääkressurssi (amortiseerumist) ja nen-
de tehnilist seisukorda, mis on sageli üheks võrkude rekonstrueerimisva-
jaduse põhjuseks.
Tehniliste lahenduste leidmisel tuleb silmas pidada ka võimalikke tehno-
loogilisi uuendusi planeerimisperioodil (uued jaotlate,
lülitite , juhtmete,
kaablite tüübid,
automatiseerimis - ja juhtimisvahendite areng jms), sea-
dusandluse ja klientide poolt võrgule
esitatavate nõuete (töökindluse,
pinge kvaliteedi, ohutuse ja
loodushoiu osas) muudatusi jne.
Projektivariantide majandusliku elujõulisuse hindamisel ja finantsplaani-
de koostamisel tuleb prognoosida elektri tariifimäärade arengut, seadme-
te, materjalide ja maa hinna muutusi,
töötasu määrade muudatusi, inflat-
siooni määra ja laenuintresside määra jne. Importseadmete ulatuslikul ka-
sutamisel võib olla vajalik hinnata ka valuutakursside muutusi.
Kõigi nende trendide hindamine on küll raske, kuid teha seda tuleb, kas
või vägagi ligikaudselt.
Siiski on esimeseks sammuks nii planeerimisel kui projekteerimisel
elektritarbimise ja koormuste prognoosimine. 1.4.2 Elektritarbimise prognoosimine Elektritarbimise prognoosimine on keeruline teadusel, kogemustel ja in-
tuitsioonil põhinev
protseduur . Kuigi laialt on kasutusel mitmesugune
prognoosimise tarkvara, on võtmeküsimuseks prognoosijate teadmised
elektritarbijaist ja elektrienergia ning
konkureerivate energialiikide (
gaas ,
kaugküte jne) kasutusviisidest.
Käesolevas kursuses
vaatleme lühidalt tarbimise ja koormuste prognoosi-
mise põhimõtteid planeerimisel ja projekteerimisel, kus ennetusajad on 1-
30 a. Koormuste prognoosimiseks talitluse juhtimisel kasutatakse oluliselt
teistsuguseid
meetodeid , kuna ennetusajad on tunduvalt lühemad – tavali-
selt mõnest minutist (operatiivjuhtimisel) kuni ühe aastani.
Põhiprintsiibiks on, et
tarbijad otsustavad, kas osta elektrienergiat või
mitte. Otsuse tegemisel lähtuvad tarbijad
sellistest tegureist, nagu elektri-
energia hind, selle kättesaadavus,
töökindlus , mugavus,
puhtus . Elektri-
tarbimine sõltub majanduse olukorrast ja kasvust. Jõuline majanduslik
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 8
kasv loob juurde töökohti ja suurendab sissetulekuid, mille tulemusel
kasvab tarbimine. Täpne prognoos nõuab kõigi nende faktorite kvantita-
tiivset hindamist tulevikus.
Tarbimise ja koormuse prognoosi väljundiks planeerimisel ja
projek -
teerimisel on üldiselt
•
aastane energiamüük (tarbimine) (kWh)
•
aasta tippkoormus (koormusmaksimum) (kW) Eelkõige pakuvad huvi aastased tippkoormused, kuna just nendega on
määratud projekteeritava võrgu ja tema elementide vajalikud edastusvõi-
med (liinijuhtide ristlõiked,
trafode võimsused , aparaatide ja seadmete
nimivoolud jms). Tarbimise mahud on vajalikud majanduslikul analüüsil
müügitulemite, aga ka käidukulude ja energiakadude hindamiseks.
Tavaliselt prognoositakse
kõigepealt aastane energiakogus ja siis selle
alusel aasta tippkoormus. Aastane energiamüük on integraalne näitaja,
mis sõltub vähem ilmastikust ja teistest juhuslikest mõjudest, samuti on
sageli, eriti Eesti tingimustes ja eriti madalamatel pingeastmetel statistika
kättesaadav just energiate kohta.
Täpsema analüüsi puhul – eriti, kui on olemas vastav planeerimise tark-
vara, prognoositakse ka ööpäevased koormusgraafikud või koormuskes-
tuse aastagraafikud. Sel juhul lähtutakse olemasolevatest graafikutest või
koormuse iseloomule vastavatest tüüpkoormusgraafikutest, mis on väl-
jendatud protsentides tippkoormusest. Ka koormusgraafikud on soovitav
leida eraldi erinevaile tarbijagruppidele ja saadud
graafikud liita.
1.4.3 Elektritarbimise prognoosi meetodid Enimlevinud prognoosimeetoditeks planeerimisel ja projekteerimisel on:
• Ekstrapolatsiooni meetodid
• Ökonomeetrilised meetodid
• Tarvititega varustatuse meetod
• Lõpptarbimise energia meetod
• Hübriidmeetodid
Ühe või teise meetodi kasutatavus sõltub tarbijate iseloomust, kättesaada-
vaist andmeist ja soovitud täpsusest.
Ekstrapolatsiooni meetodite puhul leitakse mineviku koormuste
statisti -
ka põhjal
vähimruutude meetodil aproksimeerivad funktsioonid, mis pee-
geldavad koormuse muutumise tendentse.
Ilmastiku faktorite mõju ellimineerimiseks tuleb statistilised andmed eel-
nevalt normaliseerida – s.t taandada nad keskmistele ilmastikutingimuste-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 9
le. Põhiliseks kliimafaktoriks tarbimise prognoosimisel on aasta keskmine
temperatuur.
Aproksimeeriva funktsiooni tüüp – lineaarne, paraboolne,
eksponent -
siaalne, logaritmiline, S-kujuline jne – valitakse lähtuvalt sisulisest ana-
lüüsist eksperthinnangu teel.
Koormuste prognoosimine seisneb leitud funktsioonide ekstrapoleerimi-
ses tulevikku.
Meetodid on lihtsad, kuid kasutatavad stabiilse arengu tingimustes kogu
süsteemi või tema suurte osade tarbimise prognoosimiseks suhteliselt lä-
hemaks tulevikuks. Meetodid eeldavad küllaldase statistika olemasolu.
Ekstrapolatsiooni meetodite
erikujud on laialdaselt kasutusel prognoosi-
miseks
talituse juhtimisel.
Ökonomeetriliste meetodite puhul leitakse prognoos mitmesuguste
makromajanduslike näitajate, nn.
mõjutegurite, abil (nt SKP, tööstustoo-
dangu maht, elektri hind, hõivatus tööstuses, hõivatus äritegevuses, too-
dang
töötaja kohta, kooliealise rahvastiku osakaal, isikliku tarbimise
määr, sissetulek majapidamise kohta, konkureerivate kütuste hinnad, ini-
meste arv majapidamise kohta, kütmispäevade arv jms.). Mineviku and-
mete alusel määratakse regressioonanalüüsi abil nn. tarbijate elastsused
nende mõjutegurite suhtes.
Tarbija elastsus on mõõt, mis näitab, kuidas tarbija reageerib mingi näi-
taja (mõjuteguri) muutusele. Energiatarbimine prognoositakse
eeldusel , et
elastsused ei muutu.
Prognoosimisel on oluline jagada kõik tarbijad
sarnase tarbimisega
klassideks ja gruppideks . Tüüpiline esmane jaotus kolmeks ulatuslikuks
tarbijaklassiks, millised võib omakorda jagada gruppideks:
•
kodutarbijad (ühe- ja
kahepere elamud, paljukorterilised elamud jne)
•
kommertstarbijad (ärikeskused,
haiglad , koolid,
kontorid , teenindus
jne)
•
tööstus (suur- ja väiketööstus, toiduainete tööstus, kaevandused jne)
Vahel on otstarbekas edasine jaotus alagruppideks, et paremini mõista ja
ennustada koormuse trende (nt elektriküttega ja ilma selleta elamud jms).
Meetodi üldine
algoritm :
1. Jaotatakse tarbijad klassidesse ning valitakse igale klassile kümme-
kond tõenäolist mõjutegurit - edasine analüüs selgitab nende hulgast
olulisemad.
2. Valitakse sobiv regressioonmudeli kuju (tavaliselt logaritmiline).
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 10
3. Mõjutegurite aegridade
uurimine . Et prognoosida 10...15 a ette, kogu-
takse reeglina andmed 20-ne möödunud aasta kohta. Raskusi tekib,
kui elektriturg on viimastel aastatel dramaatiliselt muutunud (nagu nt
Eestis ja teistes üleminekuriikides). Prognoosimudel peab arvestama
ka võimalikke turumuutusi tulevikus.
4. Multiregressioonanalüüs vastava tarkvara abil. Leitakse regressiooni-
kordajad ja nende usaldusintervallid ning otsustatakse, millised mõju-
tegurid jätta mudelisse (samm-sammulise ülalt alla või alt üles regres-
sioonanalüüsi teel).
5. Mudeli testimine ja hindamine - üks olulisemaid etappe. Mudelit ra-
kendatakse minevikule ning analüüsitakse prognoosivigu. Uuritakse
ka regressioonitegurite stabiilsust. Selleks koostatakse mudel näiteks
1975...1985 a andmete alusel. Seejärel rakendatakse mõlemat mudelit
1985...1995 a tarbimiste prognoosiks. Kui tulemused erinevad oluli-
selt, näitab see, et mitte kõiki trende pole adekvaatselt arvestatud. Siis
tuleks lisada
täiendavaid mõjutegureid ja kogu protseduuri
korrata .
Ökonomeetrilised mudelid on üldiselt jõulised prognoosiinstrumendid.
Siiski on neil ka puudusi (ennustamine mineviku seoste abil, mõjutegurite
subjektiivne valik, rakendatavad üldiselt suurtele tarbimispiirkondadele).
Tarvititega varustatuse meetodi puhul uuritakse
tarbijaid , tegemaks
kindlaks teatud liiki tarvitite (nt elektripliidid, külmkapid, elektriboilerid
jms) arv ja tarviti keskmine aastane energiatarbimine. Edasi ennustatakse
tarvitite arvu kasv tulevikus ja prognoositakse antud tarvitite summaarse
energiatarbimise muutus. Sama korratakse kõigi võimalike tarvitite jaoks
ja tulemused summeeritakse. Meetodit rakendatakse laialdaselt olmesek-
tori energiatarbimise prognoosimisel. Ta annab süvapildi elektrienergia
tarbimisest tarvitite kaupa ja kogu olmesektoris, nõuab aga küllaldase sta-
tistika olemasolu tarbijate varustatuse kohta elektritarvititega. Meetod po-
le tavaliselt kasutatav jaotusvõrgu koormuste prognoosimiseks
mainitud statistika puudumise tõttu väikeste piirkondade kohta.
Lõpptarbimise energia meetodid on
analoogsed eelmisega , kuid lähte-
punktiks on siin tarvitite asemel lõppkasutuse protsessid (
valgustus , küte,
mehaaniline töötlus jms). Näiteks rakendades meetodit olmesektoris, te-
hakse koormuse uurimise teel kindlaks energia tarbimine valgustuseks,
kütteks, jahutamiseks, abiseadmeile jne põrandapinna ühe m2 või ruumide
ühe m3 kohta või ka toodanguühiku kohta või elaniku kohta vms.
Ener -
giaprognoos lähtub siis äride põrandapinna või kubatuuri prognoosist, et-
tevõtte toodangumahu prognoosist, elanike arvu prognoosist jne. Lõppka-
sutuse
mudeleid kasutatakse eelkõige kommerts- ja tööstustarbijaile, aga
ka kodutarbimise prognoosimiseks. Meetodid nõuavad samuti ulatusliku
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 11
statistilise materjali olemasolu ja seetõttu pole tavaliselt kasutatav jaotus-
võrkudele.
Küll on aga jaotusvõrkude (aga ka ülekandavõrkude) prognoosimiseks
kasutatav lihtsustatud meetod, mille puhul lõpptarbimine ei jaotata üksi-
kute protsesside vahel, vaid prognoosimise aluseks on kogutarbimise eri-
näitajad – tarbimine põrandapinna või ruumala ühiku, toodanguühiku,
korteri,
eramaja , talu jms kohta. Näide sellise meetodi rakendamisest
piirkonna elektritarbimise prognoosimiseks on toodud järgnevas tabelis.
Näide. Piirkonna elektritarbimise prognoosimise
Aasta
1999
2005
2010
Elanike arv 11700 11900 12200
Majade arv 4550
4940
5450
Elektriküttega majade %
14
21
32
Elektriküttega majade arv
637
1037
1744
Elektrikütte eritarbimine, MWh/maja×a
17,1
17,6
18,1
Elektrikütte tarbimine, MWh/a
10900 18300 31600 Pereelamute arv 4135
4540
5080
Kodune eritarbimine, MWh/elamu×a
4,2
4,7
5,2
Kodutarbimine, MWh/a
17400 21300 26400 Suvilate arv 490
650
930
Eritarbimine (v.a küte) MWh/suvila×a
1,1
1,3
1,5
Tarbimine MWh/a
540
850
1400 Elektriküttega suvilate arv 200
330
560
Elektrikütte eritarbimine, MWh/suvila×a
4,2
4,6
5,0
Elektrikütte tarbimine, MWh/a
840 1500 2800 Talude arv 415
400
370
Eritarbimine MWh/talu×a
5,6
6,7
8,0
Talude tarbimine, MWh/a
2300 2700 3000 Tööstustöötajate arv 1350
1400
1475
Eritarbimine, MWh/
töötaja ×a
6,1
7,0
8,2
Tööstuse tarbimine, MWh/a
8200 9800 12100 Avaliku ja teenindussektori töötajate arv 2650 2740
2800
Eritarbimine, MWh/töötaja×a
5,4
5,9
6,8
Avaliku ja teenindussektori tarbimine, MWh/a
14300 16200 19000 Kogutarbimine 54500 70700 96300 ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 12
1.4.4 Prognoosimine puuduliku informatsiooni tingimustes Sageli, eriti madalamatel pingenivoodel, puuduvad vajalikud statistilised
andmed ja ka eritarbimise näitajad. Üheks võimaluseks on sel juhul kasu-
tada analoogiliste piirkondade eritarbimise näitajaid või näiteks naaber-
maade vastavaid näitajaid (leitavad kirjandusest).
Kui puuduvad ka andmed ning prognoosid majade, suvilate, töötajate jne
arvu kohta, võib kasutada moodust, kus tarbimise prognoos leitakse kas-
vutempo alusel:
nW =
W × 1
( +
a)
(1.1)
n0kus
Wn – elektritarbimise prognoos
n-ks aastaks
W0 – elektritarbimine lähteaastal
a – elektritarbimise kasvutempo
Elektritarbimiseks lähteaastal tuleb võtta viimasel kalendriaastal alajaama
läbinud energiakogus (vastavalt arvesti(te) näidule).
Nii siin kui edaspidi tuleb tarbimised taandada pika aastaterea keskmisele
temperatuurile.
Tarbimise kasvutempo võib hinnata mineviku statistika põhjal kuid õi-
gem on kasutada eksperthinnanguid eeldatava majandusliku kasvutempo
alusel. Võiks lähtuda näiteks Eesti Tuleviku-uuringute
Instituudi poolt
hinnatud SKP regionaalsetest kasvutempodest, korrigeerides neid,
arves -
tades kohalike omavalitsuste poolt antud hinnanguid. Ilmselt pole õige
rakendada näiteks samas regioonis paiknevatele Tartu
linnale ja
Peipsi -
äärsetele valdadele sama kasvutempot. Lihtsustatult võetakse vahel tar-
bimise kasvutempoks poole SKP kasvutempost.
Kui vaadeldava alajaama teeninduspiirkonna kohta kättesaadav kliendi
info võimaldab tarbijate jaotamist erinevatesse tarbijaklassidesse, on soo-
vitav ka prognoosimisel kasvutempode alusel vaadelda eraldi erinevaid
tarbijaklasse:
n W =
WW1
a )
n∑ =
in∑ × +
i0i (1.2)
iikus
Wi n –
i-a tarbijaklassi elektritarbimise prognoos
n-ks aastaks
Wi 0 –
i-a tarbijaklassi elektritarbimine lähteaastal
ai –
i-a tarbijaklassi elektritarbimise kasvutempo
Ka siin tuleks kasutada kasvutempode eksperthinnanguid.
Kasvutempode järgi prognoosides tuleb nende hindamisel majanduse ja
elanike arvu kasvu kõrval arvestada ka energiasäästu toimet. Säästu tõttu
ei pruugi intensiivsema majanduskasvuga kaasneda tarbimise kiirem kasv
kõigis sektorites. Nimelt võib majanduse intensiivse arengu tingimustes
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 13
olla intensiivsem ka uue, efektiivsema ja energiasäästlikuma tehnoloogia
kasutuselevõtt, seda eelkõige tööstuses, aga teatud määral ka ärisektoris
ja kodutarbimises.
Rakendada võib ka järgmist prognoosivalemit:
nn W = ∑
W = ∑
W × 1
( +
b ) × 1
( −
c )
nini0ii (1.3)
iikus
Wi 0 –
i-a tarbijaklassi ettevõtete elektritarbimine lähteaastal
Wi n –
i-a tarbijaklassi ettevõtete tarbimisprognoos
n-ks aastaks
bi –
i-a tarbijaklassi arengu kasvutempo
ci –
i-a tarbijaklassi energiaintensiivsuse vähenemise määr tänu
tehnoloogia uuendamisele ja säästumeetmete rakendamisele
Jämedaimaks, kuid tänapäeval kõige reaalsemaks jaotuseks tarbijaklassi-
desse oleks tarbijate jaotamine kodu-, tööstus- ja kommertstarbijaiks.
Tarbijaklassi (
tegevusala ) arengu kasvutempodena võib kasutada Eesti
Tuleviku-uuringute Instituudi hinnanguid.
Eraldi tuleks vaadelda kodutarbijaid, kelle koormuse vaadeldavas piir-
konnas võib prognoosida seosega
nn W =
E ×
1( +
e) ×
w 1( +
v)n0
0
(1.4)
kus
E0 – elanike arv vaadeldavas piirkonnas lähteaastal
e – elanikkonna kasvutempo
w0 – elektri eritarbimine elaniku kohta lähteaastal
v – eritarbimise kasvutempo
E0 ja
e ning
w0 ja
v võivad olla ka vastavad näitajad majapidamiste kohta.
Viimast valemit võib rakendada ka nt alajaama teeninduspiirkonna kogu-
tarbimise kohta.
Viimased kolm prognoosivalemit lähtuvad klientide tarbimisest, mistõttu
alajaama koormuse saamiseks tuleb lisada energiakaod jaotusvõrgus.
Kõige lihtsam on seda teha teatud protsendi lisamise teel. Viimane sõltub
konkreetsest võrgust. Maha tuleb aga arvata piirkonna kohalike elektri-
tootjate toodang.
Soovitav on eraldi analüüsida ja prognoosida
suurtarbijate tarbimist, ar-
vestades nende lisandumise võimalust. Seejuures sõltub suurtarbija mõis-
te muidugi prognoositava koormuse
suurusest (kas terve riigi, suurlinna,
maakonna, väikelinna, valla, küla jms) koormus.
Võib esineda
olukordi , kus teatud tarbijaklasside või -gruppide kohta on
kättesaadav
ulatuslikum statistiline materjal – siis kasutame selle tarbija-
grupi jaoks täpsemaid meetodeid, teiste gruppide jaoks aga ligikaudse-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 14
maid.
Summaarne prognoos saadakse erinevate tarbijagruppide prognoo-
side summana.
Koormuste prognoosil tuleb arvesse võtta ka elektriettevõtte strateegiat
tarbimise juhtimisel.
1.4.5 Koormuste prognoosimine Nagu juba mainitud, pakuvad planeerimisel ja projekteerimisel eelkõige
huvi aastased
tippkoormused, mis määravad projekteeritava võrgu ja
tema elementide vajalikud edastusvõimed.
Tippkoormus leitakse tavaliselt
koormusteguri (koormusgraafiku
täite -
teguri)
kk või
tippkoormuse kasutustundide arvu Tmax abil energiaprog-
noosi
Waastane alusel. Kui on olemas koormusteguri prognoos, siis
aasta
tippkoormus:
Aastane energiatarbimineWWaastaaastaPmax 8760
k ·
oormustegur8760
kT kmax (1.5)
Koormustegur ja
tippkoormuse kasutustundide arv on samaväärsed
koormusgraafikut iseloomustavad näitajad, mis sõltuvad koormuse ise-
loomust, vahetuste arvust, elektriettevõtte hinnapoliitikast ja nende väär-
tused leitakse koormusgraafikute analüüsi teel.
Üldiselt on koormustegur (või tippkoormuse kasutustundide arv) suhteli-
selt stabiilne näitaja, mistõttu ta võetakse võrdseks olemasoleva väärtuse-
ga või korrigeeritakse teda, arvestades ülalmainitud tegureid.
Täpsema tulemuse saamiseks võib leida tippkoormused eraldi erinevaile
tarbijagruppidele ja tulemused liita, arvestades tarbimise üheaegsust. Pii-
savate andmete puudumisel võib kasutada teatmekirjanduses erinevate
tarbijagruppide jaoks toodud väärtusi.
Sageli kasutatakse tarbijagrupi koormustipu
Pmax leidmiseks nn Velanderi
valemit
P=
k +
k W max
1
2
(1.6)
kus
W – vaadeldava tarbijagrupi aastane tarbimine
k1,
k2 – konstandid, mis sõltuvad tarbijagrupi iseloomust ja mille
väärtused on toodud teatmikes.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 15
Näiteks:
k1
k2
Summaarne kodutarbimine
0,29
0,00
Ruumide elektriküte
0,22
0,90
Maamajapidamine
0,23
0,04
Teenindus
0,20
0,04
Kauplused
0,25
1,90
Lõbustusasutused
0,17
0,03
Ühevahetuseline tööstus
0,34
0,10
Kahevahetuseline tööstus
0,17
0,11
Jagades kogu vaadeldava piirkonna koormuse vastavalt tabelile tarbija-
gruppideks ja hinnates iga grupi
i tarbimist
Wi , saab tabelis antud tegurite
abil määrata summaarse tippkoormuse valemiga
P= ∑α (
k W +
kW )
maxi1ii2ii(1.7)
i Mõeldav on ka koormustipu prognoosimine kasvutempo järgi:
nP=
P1
( +
p)
max nmax 0 (1.8)
kus
Pmax n – tippkoormuse prognoos
n-ks aastaks
Pmax 0 – tippkoormus lähteaastal
p – tippkoormuse kasvutempo
Siiski tuleb sellist lähenemist rakendada ainult juhul, kui puuduvad and-
med tarbimise kohta, teada on aga tippkoormus (mõõdetuna näiteks
kont -
rollmõõtmiste päeval). Ühtlasi tuleks sellisel
lähenemisel taandada
Pmax 0 keskmistele ilmaoludele, mis kättesaadava info tingimustes võib osutuda
üsna ligikaudseks. Lisaks – kui
Pmax 0 on mõõdetud kontrollmõõtmiste
päeval, puudub
kindlus , kas see on ikka tegelik tippkoormus. Ka on tipp-
koormuse kasvutempode hindamine märksa ebamäärasem.
Nagu näeme, on tippkoormuse prognoosimisel üldjuhul vaja teada
koor-
musteguri kk või
tippkoormuse kasutusaja Tmax väärtusi.
Kuna koormustegur ja tippkoormuse kasutusaeg on suhteliselt stabiilsed
näitajad, siis kasutatakse prognoosimisel üldiselt olemasoleva (lähteaasta)
koormuse jaoks hinnatud väärtusi:
W 0k =
k (1.9)
8760
Pmax 0W0 Tmax
(1.10)
Pmax
0ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi SISSEJUHATUS 16
kus
W0 – elektritarbimine lähteaastal
Pmax 0 – tippkoormus lähteaastal
Ka siin tuleb
Pmax 0 taandada keskmistele ilmastikuoludele. Kui see on
raskendatud, tuleks toodud näitajad leida rea aastate (mille kohta on ole-
mas vajalikud andmed) keskmistena.
Nimelt sõltub tippkoormus suurel määral ilmastiku tingimustest. Mõjuta-
vateks
teguriteks on kuiva termomeetri näit (temperatuur)
θkuiv,
märja termomeetri näit
θmärg (et arvestada niiskuse mõju), tuule kiirus, päikese-
kiirguse intensiivsus, ilmastiku tingimused viimase kahe päeva jooksul
(et arvestada koormuse inertsi), kellaaeg ja
aastaaeg . Tavaliselt
defineeri -
takse nn. ilmastiku indeks
Θ:
Θ = 0,6
·θ tänane + 0,3
θeilne + 0,1
θüleeilne (1.11)
kus
θtänane , θeilne , θüleeilne – vastavalt tänane, eilne ja üleeilne keskmine
temperatuur
θ = 1/2
( θkuiv + θmärg )
(1.12)
Kui ilmastikuindeks on defineeritud, arvutatakse välja nn. normaalindeks,
kui 20...30 a keskmine ilmastikuindeks. Kõik koormusmaksimumid nor-
maliseeritakse keskmistele ilmastikutingimustele. Tippkoormuse regres-
sioonanalüüs ilmastikuindeksi suhtes annab koormuse tundlikkusteguri
ilmastiku suhtes, MW/°C.
Koormuse struktuuri oodatava olulise muutuse korral tuleb
korrigeerida ka koormusteguri (või tippkoormuse kasutusaja) väärtust.
Esinduslike e iseloomulike ööpäeva koormusgraafikute prognoosimisel
tuleb lähtuda lähteaasta vastavate graafikute konfiguratsioonist (
protsen -
tuaalsetest graafikutest tippkoormuse suhtes). Nende alajaamade jaoks,
kus tunnised koormusmõõtmised on kättesaadavad ainult kontrollmõõt-
miste
päevadel , tuleb piirduda nelja esindusööpäeva (talvine ja
suvine töö- ja
puhkepäev ) graafikuga, kus on aga
andmebaasidesse salvestatud
aasta tunnikoormused, võiks koostada esindusööpäevade graafikud iga
kuu või vähemalt nelja sesooni töö- ja puhkepäeva kohta. Alajaamades,
kus
kontrollmõõtmised on olemas ainult nelja tunni kohta ööpäevas, tuleb
kasutada sarnasuse
printsiipi . Koormusgraafikute
sarnasusest tuleb
lähtu -
da ka nende prognoosimisel juhtudel, kui on oodata olemasoleva tarbi-
misstruktuuri ja seega ka koormusgraafiku iseloomu muutumist.
Ka koormuskestusgraafikute prognoosimisel rakendatakse sarnasuse põ-
himõtet, lähtudes lähteaasta graafikute konfiguratsioonist. Koormuskes-
tusgraafikute prognoosimisel tuleb silmas pidada, et nende alune pindala
sobituks vastava tarbimise prognoosiga.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi TALLINNA TEHNIKAÜLIKOOL
ELEKTROENERGEETIKA INSTITUUT
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE AES3630 I −
II osa II osa ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE Eeli Tiigimägi TALLINN 2005 ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 18
SISUKORD 1. ELEKTRIVÕRGU PROJEKTEERIMISE ÜLESANNE JA
ÜLDSKEEMI VALIK ..............................................................................19 1.1.
ELEKTRIVÕRGU PROJEKTEERIMISE ÜLESANNE .......................19
1.2.
LÄHTEANDMETEST VÕRGU PROJEKTEERIMISEL ...................244
1.3
ELEKTRIVÕRGU NIMIPINGE VALIK ..........................................................28
1.4.
JAOTUSVÕRKUDEST TULENEVAD PIIRANGUD........................34
1.5.
VÕRGUOSA ARENGUVARIANTIDE VALIK .................................38
1.6
TÖÖKINDLUSE
ARVESTAMINE ......................................................40
1.7. ELEKTRIVÕRGU ÜLDSKEEMI VALIK ................................................42
2. ELEKTRIVÕRGU ELEMENTIDE VALIK ........................................46 2.1
TRAFODE VALIK ................................................................................46
2.2.
JUHTMETE JA KAABLITE
RISTLÕIGETE VALIK
ÖKONOOMSE
VOOLUTIHEDUSE JÄRGI ......................................47
2.3.
RISTLÕIGETE VALIK ÖKONOOMSETE INTERVALLIDE
MEETODIL
.........................................................................................49
2.4.
RISTLÕIGETE VALIK JAOTUSVÕRGUS LUBATUD
PINGEKAO JÄRGI ...............................................................................50
2.5.
RISTLÕIGETE KONTROLL KUUMENEMISELE............................51
2.6.
MUUD PIIRANGUD JUHTMETE
VALIKUL ..................................52
2.7.
JUHTMERISTLÕIGETE VALIKUST SULETUD VÕRKUDES ......55
3. REAKTIIVVÕIMSUSE KOMPENSEERIMISSEADMETE VALIK ....56 3.1.
REAKTIIVVÕIMSUSTE
BILANSS ....................................................56
3.2.
REAKTIIVVÕIMSUSE ALLIKAD......................................................58
3.3.
REAKTIIVVÕIMSUSE ALLIKATE VALIKU KRITEERIUMID ....60
3.4.
KOMPENSEERIMISEGA SEOTUD KULUDE
LIGIKAUDNE HINDAMNE...........................................................................................63
3.5.
KOMPENSEERIMISE OTSTARBEKUSE HINDAMNE...................65
3.6.
REAKTIIVVÕIMSUSE KOMPENSEERIMISÜLESANDE
HIERARHIA ...........................................................................................67
3.7.
ARVUTUSTEHNIKA KASUTAMISEST ELEKTRIVÕRKUDE
PROJEKTEERIMISEL ..........................................................................71
KIRJANDUS ..........................................................................................................74 ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 19
1. ELEKTRIVÕRGU PROJEKTEERIMISE ÜLESANNE JA ÜLDSKEEMI VALIK 1.1. ELEKTRIVÕRGU PROJEKTEERIMISE ÜLESANNE Elektrivõrkude projekteerimine kui elektrivõrgu arengu planeerimise ja pro-
jekteerimise kompleksülesande lühemaajaline etapp.
Ülesande hierarhiline püstitus. Ülesande lahendamine kujuneb võrdlemisi kee-
rukaks ja nõuab süsteemset lähenemist (ruumiline, ajaline ja
sisuline hierar-
hia).
Elektrivõrgud on pidevas arengus – muutuvad koormused, muutuvad töö-
kindluse-, kvaliteedi- ja keskkonnaalased nõuded, ilmuvad uued tehnoloogili-
sed lahendused, lisandub uusi elektrijaamu jne.
Elektrisüsteemide pidev areng tähendab vajadust pidevalt tegelda elektri-
süsteemi, sealhulgas elektrivõrkude arengu planeerimise ja projektee-
rimisega; elektrirajatiste projekteerimise ja ehitusega, vananenud raja-
tiste rekonstrueerimise ja investeerimiskavade koostamisega.
Elektrivõrkude planeerimine ja projekteerimine kujutab endast üht osa kogu
riigi elektrivarustuse planeerimisülesannete kompleksis, mille alaülesanded
võib esitada kolmemõõtmelises ruumis vastavalt joonisele 1.1.
Arengu planeerimine >5 a
Hoolde planeerimine 1…5 a
Kütuste planeerimine 1…5 a
sus
Agregaatide koosseis 1 päev …1 kuu
sus
Info m
ääramatusKoormuste jaotamine 15…60 min
LahendustäpsusOptimaalne talitlus reaalaeg
konoom
Ökonoom
Ö
egdAakdmkTöökindlus
rruaõõvaliteet
mvSüsteemgavK
njisiirhuptõteskkond
ekoK
PriteeriuaKLelJESeadusandlus
Joonis 1.1. Elektrisüsteemi planeerimise ruum ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 20
Joonis illustreerib ka asjaolu, et planeerimisülesande ajalise horisondi kauge-
nemisel suureneb info määramatuse aste ja väheneb ülesande lahendamise
täpsus.
Elektrivõrgu arengu planeerimine peab lähtuma olemasolevast olukorrast ja
andma vastuse järgmistele küsimustele:
•
millal peab võrku laiendama või rekonstrueerima?
•
milliseid objekte (alajaamu, õhu- või kaabelliine vms) tuleb rajada või re-
konstrueerida?
•
kus peaksid uued objektid paiknema?
•
milline on objektide optimaalne
suurus?
Elektrisüsteemides eristatakse
süsteemivõrke,
ülekandevõrke ja
jaotusvõr-
ke, mille arengu planeerimist vaadeldakse reeglina eraldi ülesannetena.
Ülekandevõrk – see on
elektrivõrk suurte elektrienergiakoguste edastamiseks
elektrijaamadest tarbimispiirkondadesse.
Eestis ühtivad süsteemi- ja ülekandevõrk praktiliselt
põhivõrguga, mis Ener-
giaseaduses on defineeritud kui võrk, mille ülesandeks on ühendada suure-
maid elektri- ja alajaamu ühtseks elektrisüsteemiks, mis võib olla ühendatud
teiste riikide põhivõrkudega, ning edastada elektrienergiat põhivõrguga ühen-
datud jaotusvõrkudele ja tarbijatele. Eestis on põhivõrguks kõrgepingevõrk
pingega 110 kV ja üle selle.
Jaotusvõrk – madal- ja keskpingevõrk, mille ülesandeks on elektrijaamadest
ja põhivõrgust ostetava elektrienergia jaotamine, müümine ning elektrienergia
edastamisega seotud teenuste osutamine.
Reaalne planeerimine ja projekteerimine ei seisne enamasti uue võrgu
planee -
rimises või projekteerimises “tühjale kohale”, vaid olemasoleva võrgu edasi-
arendamises või laiendamises. Elektriliinide või alajaamade rekonstrueeri-
mine, kui see on tehniliselt võimalik, võib sageli osutuda odavamaks kui uute
ehitamine. Siiski tuleb seejuures arvestada ka arengut (koormuste kasv, koor-
muspiirkondade ümberpaiknemine, tehnilised uuendused jne) pikas perspek-
tiivis .
Kuna elektrivõrkude arendamine on seotud suure inertsiga, peab
planeerimis-
periood olema piisavalt pikk – põhivõrgu puhul 10…20 a, jaotusvõrkude pu-
hul 5…15 a. Madalpingevõrkude planeerimine ja projekteerimine toimub ta-
valiselt ennetusajaga 2-3 a.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 21
Üldiselt jaguneb elektrivõrkude arengu planeerimine ja projekteerimine kol-
meks etapiks:
•
elektrivõrgu arengu planeerimine (perspektiivplaneerimine) –
määratakse peamised investeeringud ja arengusuunad ning võrgu põhi-
konfiguratsioon pikas perspektiivis
•
elektrivõrgu projekteerimine – detailsema analüüsi põhjal otsustatakse
konkreetsed tehnilised lahendused ja investeeringud lähitulevikuks (2...5
a)
•
võrgu komponentide (liinide, alajaamade) projekteerimine – koosta-
takse vaadeldava objekti ehituslik projekt
Kõigil etappidel tuleb arvestada nõudeid elektrivarustuse kvaliteedile (s.t töö-
kindlusele ja elektrienergia kvaliteedile), ohutusele, loodushoiule ja käidu
mugavusele, tagades seejuures vähimad kulud vaadeldava objekti kogu eluea
jooksul. Selle saavutamiseks tuleb silmas pidada
kõiki kulukomponente –
mitte ainult investeeringuid ja investeerimisaegu, vaid ka jooksvaid kulusid,
nagu võrgukaod, käidu- ning hooldekulud, kulud loodushoiule, töökindlusega
seotud kulusid jms.
Elektrivõrkude projekteerimis- ja konsultatsioonifirma ELPEC (
Electrical
Power Engineering and Consulting) arvates hõlmab projekteerimine järgmisi
etappe:
•
Skeemi koostamine – arengukavad, -
skeemid , tasuvusuuringud (arengu
planeerimine)
•
Maa-alade ja trasside valik, kooskõlastamine – tulemused peavad
jõudma
tellija kaudu linnade, maakondade ja valdade planeeringutesse
•
Eelprojekt – tellija vajaduste analüüs ja ehitusfirmadele pakkumisdoku-
mentatsiooni koostamine
•
Tehniline projekt e tehniline lahendus – määrab
rajatise tehnilise tase-
me, võimaldab teha vajalikud kooskõlastused ning taotleda kohalikult
omavalitsuselt ehitusluba
•
Tööprojekt e tööjoonised – tehnilise projekti
detailiseerimine ehitamise
ja paigaldamise jaoks
vajalikus ulatuses
•
Teostusprojekt e lõppjoonised – lõppdokumentatsioon objekti
käiku -
laskmise hetkeks (koos ehitus- ja paigaldustäiendustega)
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 22
Reaalne projekteerimine ei seisne enamikul juhtudel uue võrgu projekteerimi-
ses “tühjale kohale” (joon 1.2), vaid olemasoleva võrgu edasiarendamises või
laiendamises. Sellisel juhul võib olemasolev võrk mõjutada projekteerimisel
vastuvõetavat
lahendust nii oluliselt, et raske on rääkida mingist üldkasutata-
vast projekteerimise metoodikast.
Projekteerimine on ülesande lahendamine tohutu hulga lähteandmete ja la-
hendust mõjutavate faktoritega.
Ei saa alati piirduda rangete lahendustega.
Otsitavate parameetrite
diskreetsus (nimipinge, võrgu skeem, elementide ni-
miparameetrid, juhtmete ja kaablite ristlõiked jm.) sunnib vaatlema tohutut
hulka erinevaid
variante .
Trendid Olemasolev võrk Kriteeriumid ja kitsendused Võrgu Projek- Investeeringud teerimine Ressursid Tulevane võrk Meetodid Joonis 1.2. Projekteerimise üldskeem Nii praegu kui ka lähitulevikus taandub elektrivõrkude projekteerimine ikkagi
suurel määral piiratud hulga
variantide tehnilis -majanduslikule võrdlemisele
ja
parima lahenduse väljaselgitamisele.
Variantide arvu vähendamiseks tuleb tavaliselt võtta vastu ka mitterangeid in-
tuitiivseid otsuseid, mis teevad projekteerimise tulemuse kohati subjek-
tiivseks.
Projekteerimise pikaajaliste praktiliste kogemuste põhjal on võimalik
ülesan -
net dekomponeerida – jagada väiksemateks ja üksteisega mitte väga tugevalt
seotud alaülesanneteks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 23
Teataval määral eraldi vaadeldavad on elektrijaamade, alajaamade, elektri-
võrkude ja võrgu osade projekteerimine.
Teatava tinglikkuse juures on eraldi vaadeldavad võrgu üldskeemi, nimipinge-
te, juhtide ristlõigete ja muude parameetrite valiku ülesanded.
Seejuures tuleb loomulikult kuidagi püüda arvestada nende alaülesannete
omavahelist sõltuvust. Selleks vaadeldakse projekteerimist kui iteratiivset
protsessi, kus esimeses lähenduses lahendatakse alaülesandeid väga ligikaud-
selt ja orienteerivalt.
Sellele järgneb saadud tulemuste omavaheline kooskõlastamine ja korrigeeri-
mine, ning alles siis asutakse detailsemale projekteerimisele.
Projekteerimise eri etappidel võidakse lahendada mitmesuguseid
küsimusi ,
nagu näiteks:
• olemasoleva võrgu analüüs koormatuse, töökindluse, pinge reguleerimise
jm. seisukohalt
• tarbijate koormuste määramine, võrgu sõlmede aktiivvõimsuse bilansi
koostamine ja uute alajaamade rajamise vajaduse väljaselgitamine
• võrgu osade üldskeemi ja nimipingete valik
• võrgu võimalike skeemivariantide väljatöötamine
• juhtmete ja kaablite ökonoomsete ristlõigete valik ja nende kontroll mitme-
sugustele kitsendustele
• mitmesugused elektrivõrgu elektrilise talitluse arvutused
• alajaamade kommutatsiooniskeemide valik koos lühisvoolude arvutusega
• reaktiivvõimsuse bilansi koostamine, pinge reguleerimise tingimuste ja
reaktiivvõimsuse kompenseerimise vajaduste väljaselgitamine
• kompenseerimisseadmete valik
• keskpingevõrkude neutraali maanduse küsimuste lahendamine
• mitmesugused majandusarvutused optimaalse lahenduse väljaselgitamiseks
Kuna elektrivõrgu projekteerimine on väga komplitseeritud küsimus, võib lei-
da selle teema väga erinevaid ja vastuolulisi esitusi.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 24
1.2. LÄHTEANDMETEST VÕRGU PROJEKTEERIMISEL Vaja on võrgu projekteerimiseks väga palju mitmesugust lähteinformatsiooni,
alates olemasolevast võrgust ja koormuste prognoosist ning lõpetades finantsi-
võimalustega. Siia kuuluvad ka seisukohad, mis on välja töötatud elektri-
süsteemi ja võrgu pikemaajalise arengu planeerimise ja projekteerimise käigus
ja ka käidus. Planeerimisel ja projekteerimisel kasutatakse tänapäeval selleks
loodud ulatuslikke andmebaase.
Projekteerimine algab tavaliselt elektrienergia tarbimise ja koormuste prog-
noosimisega vaadeldavaks ajaperioodiks (vaadeldakse lähemalt planeerimise
osas).
Üldjuhul pakuvad huvi elektritarbimine
W , maksimaalkoormus
P ja ise-
mloomulike päevade koormusgraafikud.
Lühemaajalise projekteerimise korral on võimalik prognoosida tarbimist üksi-
kute rahvamajandusharude või tarbimisgruppide kaupa kasutades nn
erikulu meetodit, teades elektrienergia erikulu toodangu ühiku kohta.
Käsiraamatutes on sageli vastavaid tabeleid. Eri maad on oma kohalikke tin-
gimusi ja oodatavaid arengutendentse arvestades välja töötanud mitme-
suguseid elektrienergia erikulu norme, mida projekteerijad saavad kasutada.
Näitena on tabelis 1.1 väljavõte
Soomel kasutusel olnud normidest.
Teine oluline projekteerimise lähtesuurus on maksimaalkoormus
P , mille
mvõib määrata aastase energiatarbimise ja maksimaalkoormuse kasutusaja
Tm Tvõi koormusgraafiku täiteteguri ehk koormusteguri
km kaudu valemiga
tTWWP =
=
T = 8760
(1.1)
mT8760
kmtKoormusteguri või
Tm väärtused antakse käsiraamatutes mitmesuguste tar-
bijaliikide jaoks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 25
Tabel 1.1. Eritarbimine Tarbijagrupp Prognoos
Eritarbimine
Ühik
1985 1990 2000
Kodumajap.
Korterite arv 3860
4410
5000
kWh/kort., a
Elanike arv
1560 1840
2160
kWh/
elan ., a
Elamispind
40
42
45
kWh/m2 , a
Elamisruum
14
15
16
kWh/m3 , a
Mõnedes maades on kasutusel maksimaalkoormuse
määramiseks Velanderi
valem:
P =
k W +
kW (1.2)
m1
2
Kordajad
k1 ja
k2 sõltuvad suuresti kohalikest
oludest ja tarbija iseloomust.
Vastavad väärtused antakse käsiraamatutes. Rootsi kogemustel võiks väga li-
gikaudu võtta, sõltumata tarbija iseloomust, tegurite keskmisteks väärtusteks
k =
1
0,00026 ja
k 2
0,00221.
Lisaks tarbijate koormusele tuleb arvestada võrgus ka alajaamade
omatarvet ja
võimsus- ning energiakadu. Vastavaid suurusi võib ligikaudselt prognoosida
või võtta väga orienteerivad väärtused käsiraamatust. Näiteks võiks meie olu-
des võtta väga orienteerivalt alajaama aastase omatarbeenergia ja
omatarbe maksimaalkoormuse vastavalt tabelile 1.2.
Tabel 1.2. Alajaamade omatarve Alajaama ülempinge
W Pm kV
MWh
KW
330
800...
2200 160...440
220
500...2000
100...400
110
100.....300
20.....60
Energiakaod elektrivõrkudes
W∆ sõltuvad paljudest faktoritest ja nende arvu-
tamine on üsna tülikas. N Liidu projekteerimispraktikas
soovitatud andmed
võib leida kunagisest käsiraamatust, kus on antud energiakao orienteerivad
protsendid võrku antavast energiast:
Võrgu nimipinge (kV) 330...220 110 35 10...6 0,4
Energiakaod (%) 2,5...3,5 3,5...4,5 0,5...1,0 2,5...3,5 0,5...1,5
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 26
Kesk- ja eriti madalpingevõrkude kaod on meie võrkudes tegelikult ilmselt
märksa suuremad. Ka ei sisalda need näitajad kommertskadusid.
Võimsuskao maksimaalväärtuse võib leida valemiga
W∆
P∆
(1.3)
mτ
kus kaoaja τ võib määrata näiteks maksimaalkoormuse (kasutus)aja
Tm järgi
käsiraamatutes leiduvalt kõveralt. Meie oludes on see väärtus tavaliselt piiri-
des
3500 ...
4500 h.
Lisaks aktiivvõimsusele võtavad tarbijad võrgust ka reaktiivvõimsust. Näiteks
on lühisrootoriga asünkroonmootorite cos ϕ ≈ 0,85...0,9 ehk tan ϕ ≈
0,6...0,5.
Tarbija reaktiivkoormus sõltub oluliselt tarbija iseloomust, koormusrežiimist
ja võrgu nimipingest, kuna reaktiivvõimsuskaod trafodes ning liinide mahtu-
vuses ja kompenseerimisseadmetes genereeritavad reaktiivvõimsused on mär-
kimisväärsed võrreldes võrgus edastatava reaktiivvõimsusega.
Tavaliselt puuduvad andmed elektrivõrgu reaktiivkoormuste kohta. Projek-
teerimisel võib kasutada reaktiivkoormuste määramiseks ligikaudseid koor-
mustegureid või tan ϕ väärtusi. Nii on näiteks meie oludes kasutada
maksi -
maalkoormusel, sõltuvalt nimipingest, järgmisi väärtusi:
Nimipinge (
U N ) 6...10 35 110
tan ϕ 0,4 0,5 0,55
Soomes, kus reaktiivvõimsust suuremal määral kompenseeritakse, soovitatak-
se võtta 110-kV võrgus tan ϕ = 0,1...0,3 , s.o.
Q = ( ,
0 .
1 .. ,
0 )
3
P .
Kuna meil on hakatud senisest rohkem tähelepanu
pöörama reaktiivvõimsuse
kompenseerimisele, tuleb siin toodud orienteerivad tanϕ väärtused ümber
hinnata.
Käsiraamatutest võib leida ka hulgaliselt eri liiki tarbijagruppide tüüpkoor-
musgraafikuid ja mitmesuguseid muid
koormusi iseloomustavaid näitajaid
nagu koormuste üheaegsustegurid jm. Kogu koormusi iseloomustavat infor-
matsiooni võrkude projekteerimisel alati vaja ei lähe.
Omades informatsiooni olemasolevast võrgust ja teades koormusi eelseisvaks
vaatlusperioodiks, on võimalik analüüsida olemasoleva võrgu võimalusi tarbi-
jate elektrienergiaga varustamiseks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 27
Hinnatakse võrgu töökindlust, kontrollitakse talitlusarvutuste teel võrgu läbi-
laskevõimet, mitmesuguste kitsenduste täitmist, pinge reguleerimise võimalusi
jm. Nõuded olemasolevale ja projekteeritavale võrgule võivad olla erinevad.
Näiteks kui uuelt jaotusvõrgult nõutakse, et
pingekadu ei tohiks ületada linnas
2...3 % ja maal 5%, siis olemasolevas võrgus võiks lubada enne rekons-
trueerimist vastavalt suurusi isegi 5...7 % ja 10 %.
Näiteks tuleb enne Eesti põhivõrgu arengu planeerimise ja projekteerimise
vahetu ülesande lahendamist teha selgeks rida sellised probleeme ja eeltöid
nagu
• 35-330 kV alajaamade tarbimispiirkondade koormuste ja tarbimise prog-
noosi metoodika
• tarbimise ja koormuste prognoosimine puuduliku informatsiooni
tingi -
mustes
• 35 kV elektrivõrgu seisukorra hindamise metoodika
• 35 kV võrguosade jääkressursside hindamine ja rekonstrueerimise esi-
algse
ajakava koostamine
• kitsendused 35 kV võrgu arengu planeerimisel
• elektrivõrgu arengu planeerimise kriteeriumid
• rekonstrueerimisvariantide koostamine
• majandusliku hindamise meetodid
• kapitali- ja jooksevkulude hindamise põhimõtted
• põhivõrgu tehnilise seisukorra hindamine
• põhivõrgu arengukava koostamise metoodika horisontaasta meetodil
Olemasoleva võrgu analüüsi tulemusel määratakse orienteerivalt kindlaks mi-
nimaalselt hädavajalikud rekonstrueerimise meetmed. Need saavad osaliselt
aluseks olemasoleva võrgu laienduse võimalike variantide väljatöötamisel.
Uue võrgu osa projekteerimisel sellist analüüsi loomulikult vaja pole.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 28
1.3 ELEKTRIVÕRGU NIMIPINGE VALIK Elektrivõrgu nimipinge valikul tuleb lähtuda nimipingete standarditest ja vaa-
deldavas energiasüsteemis olemasolevast nimipingete
süsteemist . Eri maades
on need reeglina erinevad.
Käesoleval üleminekuajastul on meie lahendusi mõjutamas endise N Liidu
standardid (
GOST ), rahvusvahelised IEC standardid ja Eesti tegelik nimipin-
gete süsteem (tabel 1.3). Kui N Liidus olid standardid üldjuhul kohustuslikud,
siis paljudes maades tunnustatud IEC standardid on soovitava
iseloomuga .
Kui N Liidu madalpingesüsteemi (U≤1000 V) tunnustatud nimipingeteks olid
220/380 ja 380/660 V, siis IEC standardi kohaselt on vastavad pinged veidi
kõrgemad – 230/400 ja 400/690 V. Meil seisab ees üleminek nendele nimi-
pingetele.
Tabel 1.3. Eesti elektrivõrkude senine nimipingete süsteem Elektrivõrgu liik
Nimipinge
U Suurim lubatav
NkV
kestevpinge IEC järgi
U MkV
Madalpingevõrgud
≤1
(enamasti 220/380 V)
Keskpingevõrgud
6
7,2
10
12,0
15
17,5
20
22,0
35
40,5
Kõrgepingevõrgud
110
123,0
220
245,0
Ülikõrgepinge-
330
363,0
võrgud Enamkasutatavateks ja soovitatavateks nimipingeteks kõrgepingevõrkudes
olid GOST-i kohaselt 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 ja 1150 kV.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 29
IEC standard näeb ette erinevaid nimipingesüsteemide variante. Eestis seni
kasutatavatest nimipingetest on IEC standardiga vastavuses nimipinged 10,
35, 110 ja 220 kV. Pinged 6 ja 15 kV on küll standardsed, kuid perspektiivis
mittesoovitatavad.
Ülikõrgete pingete puhul ei kasutata vastavalt IEC-le enam nimipinge vaid
suurima
lubatava kestevpinge mõistet. Soovitatakse võrkude lubatud maksi-
maalpingeid 420, 525, 765 ja 1200 kV. Perspektiivis mittesoovitavaks stan-
dardseks suurimaks lubatavaks kestevpingeks on IEC kohaselt ka 363 kV, mis
vastab meil kasutatavale nimipingele 330 kV. See ei tähenda loomulikult va-
jadust üle minna olemasolevalt mõnele muule pingele.
Eestil seisab ees nimipingete süsteemi korrastamine. Vastavalt rahvusvaheli-
sele standardile EVS - IEC 38-1996 peetakse mittesoovitavaks Eestis kasuta-
tavaid nimipingeid 6, 15 ja 35 kV, mida tuleb arvestada võrgu kujundamisel ja
seadmete valikul.
Toetudes paljude maade uurimustele ja
kogemustele , on otstarbekas vähenda-
da ajalooliselt väljakujunenud nimipingete arvu ning piirduda kõrgepinge
(110 kV) ja madalpinge (230/400 V) vahel vaid ühe keskpingega. Rea maade
elektrivõrkude hinnangul on
selliseks jaotusvõrgu pingeks 20 kV. Edukalt ka-
sutatakse 20 kV pinget Lätis, Soomes, Rootsis ja paljudes teistes Euroopa
maades nagu Saksamaal, Prantsusmaal, Kreekas jm.
Ajalooliselt on välja kujunenud
keerukad ja palju (sealhulgas mittestandard-
seid ja perspektiivis mittesoovitavaid standardseid) nimipingeid sisaldavad
süsteemid.
Enamuses maades ollakse seisukohal, et nimipingete arvu tuleks
vähendada, kuna väga mitmekordne transformeerimine pole majanduslikult
kasulik. Vastavalt IEC soovitustele ei tohiks trafodega seotud naabervõrkude
nimipingete suhe olla väiksem kui 2. Eesti tingimustes võiks need kogemused
ja soovitused tähendada üht ülikõrget pinget süsteemivõrgule (363 kV), üht
kõrgepinget ülekandevõrgule (110 kV), üht keskpinget (20 kV) jaotusvõrgule
ja üht-kaht madalpinget.
Keskpinge osas ei ole muidugi kiire üleminek prae-
gustelt nimipingetelt majanduslikult reaalne.
Olemasoleva võrgu laiendamisel on küsimus
keerukam , kuna võrgus olemas-
olev pinge ei pruugi majanduslikult õigustada perspektiivsema nimipinge ka-
sutamist.
Eesti elektrisüsteemi võrkude arendamisel võib seega lugeda 35 kV võrgu re-
videerimise üheks põhiküsimuseks 35 kV pinge likvideerimist ja üleminekut
pingetele 110 kV ja 20 kV. Ülemineku lõpptähtaega 2015. a, mis on fikseeri-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 30
tud Eesti Energia Jaotusvõrgu tehnikapoliitika seisukohana, ei saab siiski lu-
geda jäigaks ja lõplikuks, kuna see sõltub oluliselt ka arenevatest majandusli-
kest võimalustest.
Seoses olemasoleva 35 kV
osalise üleviimisega pingele 110 kV, muutub see
osa ilmselt ülekandevõrgu osaks, minnes administratiivselt üle Põhivõrgu hal-
dusse. Seega on 35 kV võrgu revideerimine ühtlasi ka Põhi- ja Jaotusvõrgu
vahelise piiri revideerimise küsimuseks.
Projekteerijate töö kergendamiseks kasutatakse optimaalse nimipinge orien-
teerival valikul pikaajalise projekteerimise kogemusi ja sageli lahendatakse
seda ülesannet eraldi muudest planeerimise ja projekteerimise küsimustest.
Majanduslikult optimaalne nimipinge sõltub paljudest faktoritest – edastata-
vast võimsusest, edastuskaugusest, toiteallikate ja tarbijate omavahelisest
paiknemisest, valitud võrgu skeemist, pingereguleerimissüsteemi valikust jm.
Põhitegureiks on siiski
edastatav võimsus ja kaugus, ennekõike võimsus
[Pelissier, 1975].
Tegelikult ei seisne ülesanne siiski lihtsalt igale projekteeritavale või rekons-
trueeritavale liinile sobiva nimipinge määramises, vaid tuleb arvestada kogu
võrku ja paljusid muid faktoreid. Eelkõige tuleb lähtuda väljakujunenud pin-
getest ja pingesüsteemi otstarbekast perspektiivsest arengust. Eestis tuleb see-
ga lähtuda perspektiivsest nimipingesüsteemist 330/110/20(10)/0,4 kV. Ole-
masoleva võrgu laiendamisel on küsimus tegelikult keerukam, kuna näiteks
olemasoleva mitteperspektiivse nimipingega võrgu üleviimine uuele pingele
ei pruugi olla vaadeldava arenguetapi jooksul alati majanduslikult õigustatud.
See võib tähendada uuele pingele üleviimise edasilükkamist kaugemasse tule-
vikku.
Olgugi, et võrguobjektide ja seadmete ning energia hinnad on aastatega muu-
tunud, on optimaalse nimipinge valiku varasemad kogemused endiselt kasuta-
tavad, kuna optimaalsed lahendused sõltuvad peamiselt hindade omavahelis-
test suhetest, mis pole suurtes piirides muutuvad. Selliseid kogemusi võib olla
talletatud mitmesugusel kujul:
• empiiriliste valemitena
• nimipingete kasutamise ökonoomsete piirkondade ligikaudsete piiri-
kõveratena
• liinide ökonoomsete nimipingete, edastatava võimsuse ja liini pikkuste ta-
belitena
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 31
Empiirilistest valemitest [Идельчик, 1989;
Электротехнический справоч-
ник
, 1988;
Справочник
..., 1985], mis võimaldavad esialgselt hinnata opti-
maalse pinge väärtust ülekande pikkuse
l (km) ja perspektiivse edastatava
võimsuse
P (MW) järgi, on tuntud valem
U= 3
4 4
l + 16
P (1.4)
Nmida soovitatakse liinidele pikkusega kuni 250 km ja edastatavate
võimsuste puhul kuni 60 MW.
Mitmetes kirjandusallikates ja käsiraamatutes soovitatakse ka universaalsemat
valemit, mis sobib optimaalse nimipinge ligikaudseks hindamiseks alates pin-
gest 35 kV ja üle selle
1000
U (1.5)
N500
2500
lPSaadud arvutuslike tulemuste põhjal valitakse
lähimad standardsed nimipin-
ged. Ligikaudu samaväärsete variantide puhul eelistatakse perspektiivsemat
varianti , mis tavaliselt tähendab kõrgema nimipinge valikut.
Madalamate pingete jaoks on seda tüüpi valemite kasutamine vähemtulemus-
lik, kuna määravaks võib osutuda pingekao lubatavus.
Nimipingete ökonoomseid piirkondi esitatakse tavaliselt piirikõveratena
alter -
natiivsete pingepaaride vahel. Eesti juhul pakuvad huvi ülekandevõrkudes
pingepaaride 330 ja 110 kV ning 35 kV revideerimisel 110 kV ja 20 kV vahe-
lised piirid.
Kuna, nagu
eespool märgitud, tavaliselt ei tegelda ülekande- ja jaotusvõrgu
vahelise piiri optimeerimisega, siis meil kasutada
olevas elektrivõrkude pla-
neerimise ja projekteerimise alases kirjanduses ja käsiraamatutes puuduvad
kahjuks piirikõverad pingepaari 110/20 kV kohta. Joonisel 1.3 on toodud kaks
110/10 kV piirikõverat, mis on
tuletatud valemitest (1.4) ja (1.5) eeldusel, et
majanduslikult võrdväärsed on võrreldavad nimipinged juhul, kui
optimaal -
seks osutub pinge täpselt kahe
standardse nimipinge väärtuse vahel, s.o
U(110/20) = (110+20)/2 = 65 kV. Sel juhul saab
valemist (1.4) tuletada piirikõve-
ra valemi kujul
2
U
1
( 10 / 20)
−
l
3
4 4
lP =
= 14 −
(1.6)
16
16
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 32
ja valemist (1.5) piirikõvera kujul
2500
2500 ⋅
l P =
(1.7)
2
23 ,
6 7 ⋅
l − 500
1000
500
−
U
l
1(10/20)
Joonisel 1.3 on toodud veel 110/20 kV piirikõvera kolmas variant, mis on
saadud Prantsusmaal koostatud 230/20 kV ning 63/20 kV piirikõverate
[Pelissier, 1975] interpoleerimise teel, võttes seejuures
cos φ = 0,9 . Viimane
kõver on
usutavam ja erinevus NL
aegsetest seletub ilmselt vähemalt osaliselt
sellega, et suhteliselt kõrgemalt on hinnatud energiakadude maksumust. Samal
põhjusel on seal saadud ka ökonoomiliseks voolutiheduseks NL-s kasutatust
märksa väiksem väärtus.
Joonis 1.3. Nimipingete 110/20 kV piirikõverad Sellised nimipingete piirikõverad põhinevad ökonoomsusel ja on üsna ligi-
kaudsed , kuna ei arvesta paljusid asjaolusid. Näiteks pole ranget reeglit ala-
jaamadega seotud kulude arvestamise osas, ei arvestata paljusid piiranguid,
nagu kitsendust pingekadudele 20 kV jaotusvõrgus, jne. Kõike seda pole siin
põhimõtteliselt võimalik arvestada, kuna ei vaadelda sõltuvust võrgu skeemist
ja tulemused on saadud tegelikult eraldiseisva ülekande kohta (elektrienergia
edastamine ühest punktist teise).
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 33
Tabelina esitatakse sageli mitmesuguseid orienteerivaid näitajaid erineva ni-
mipingega ülekannete kohta. Tabelis 1.4 on toodud mõningad projekteerimis-
ja käidupraktikal põhinevad näited 110 ja 330 kV ülekannete kohta.
Tabel 1.4. Ülekandeliinide edastusvõime ja pikkus [Идельчик, 1989;
Справочник ..., 1985] Liini pikkus, km
Ülekantav
Keskmine
Nimipinge
Juhtme
ristlõige võimsus
naaber-
kV
mm2
Maksimaalne
MW
alajaamade
vahel
110
70…240
13…45
80
25
330
2x240…2x400
270…450
700
130
Erinevate nimipingete kasutusvõimalusi iseloomustab mõningal määral ka
enamtoodetavate trafode nimivõimsuste diapasoon. Tabelis 1.5 on toodud kä-
siraamatutes ja prospektides kajastatud trafode nimivõimsuste vahemike näi-
teid (NL-s, ABB,
Siemens ,
France Transfo). Kui 330 ja 110 kV
trafod on üld-
juhul koormatult
reguleeritavad ja 20/0,4 kV trafod tavaliselt pingevabalt re-
guleeritavad, siis 20/10 kV trafodel on tavakasutusel mõlemad variandid.
Tabel 1.5. Trafode nimivõimsuste vahemikud Trafode nimivõimsused, MVA
Võrkude nimi-
France
pinged, kV
NSVL ABB
Siemens
Transfo
20/0,4
0,063…1,0
0,016…3,15 0,05…3,15
0,16…3,15
20/10
0,63…63
3,15…10
110/20(10)
2,5…400
10…63
3,15…100
(sellest 75%
10…40)
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 34
1.4. JAOTUSVÕRKUDEST TULENEVAD PIIRANGUD Põhiline
kitsendus , mida peab arvestama ülekande- ja jaotusvõrgu vahelise
territoriaalse piiri määramisel, on seotud pingekvaliteediga.
Pingekadu elektriliinis sõltub antud nimipinge, edastatava võimsuse ning liini
pikkuse puhul liini pikkusühiku aktiiv- ja reaktiivtakistusest, mis on määratud
liini juhtme või kaabli ristlõike ja konstruktsiooniga.
Kuna ülekandevõrgus on tänu koormatult reguleeritavate trafode kasutamisele
suhteliselt head pinge reguleerimise võimalused, siis pole seal vajalike pingete
tagamine ja pingekao lubatavus reeglina probleemiks. Seetõttu võib vähemalt
110 kV ülekandevõrkude planeerimisel pinge lubatavusega seotud piiranguid
mitte arvestada. Eespool vaadeldud nimipingete piirikõverad, mis on reeglina
mõeldud ülekandevõrkude tarvis, on seetõttu põhimõtteliselt koostatud lähtu-
des majanduslikest kaalutlustest ja ei arvesta pingekadude lubatavust.
Jaotusvõrkudes seevastu pinge operatiivsema reguleerimise võimalused tava-
liselt peaaegu puuduvad ja tarbijate pinge sõltub koormuse all mitte jaotus-
trafode reguleerimisväljavõtete praktiliselt ainult sesoonsest muutmisest ning
pinge reguleerimisest ülekande- ja jaotusvõrgu
piiril , tavaliselt 110 kV ala-
jaamades.
Seda asjaolu tuleb arvestada arengu planeerimisel elektrijaotusvõrkude mak-
simaalselt lubatava pingekao piiranguna. Seega peab 110 kV ülekande- ja 20
kV jaotusvõrgu vaheline piir olema tarbijaile nii lähedal, et oleks võimalik
vaadeldava jaotusvõrgu toitealajaamas reguleerida pinget nii, et pinge tarbijate
juures ei
välju lubatud vahemikest. Lihtsustatult arvestatakse seda tavaliselt
võrratusekujulise kitsendusena, mille kohaselt jaotusvõrgu maksimaalne pin-
gekadu püsitalitlusel ei tohi ületada lubatavat väärtust:
U∆
≤
U∆
max
lub
(1.8)
Tegelikult peaks opereerima summaarse lubatava pingekaoga alates viimasest
pinge reguleerimise kohast (tavaliselt 110 kV
alajaam ) kuni tarbija liitumis-
punktini. See pingekadu koosneb kolmest osast: pingekadu keskpinge jaotus-
võrgus, jaotustrafodes ja madalpingevõrgus ning summaarseks lubatavaks
pingekaoks võiks võtta
U∆
= 10...15%.
Σ
lubN Liidus soovitati lubatud pingekaoks 10...20 kV võrgus 6%. Soome uurimus-
te kohaselt võiks olla lubatav pingekadu 20 kV maavõrgus 10 km puhul
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 35
1,5...2,5%, 30 km puhul aga 4,5...6%. Seejuures on olnud kasutusel
planeeri -
mise ja projekteerimise puhul varem keskmise suurusena 5%, hiljem 4%
[Lakervi, 1996].
Kui tegemist on võrgu põhjaliku rekonstrueerimisega pikemaks ajaks, võiks
Eestis võtta 20 kV võrgu (trafosid arvestamata) lubatavaks pingekaoks 4%.
Seal, kus püütakse mõnda aega veel läbi saada olemasoleva võrguga, võib lu-
bada suuremat pingekadu, arvestades ka muid asjaolusid ja hiljem eesseisvat
rekonstrueerimist.
Arvestades tulevikus tarbijate toite parema reserveerimise vajadust, pole ots-
tarbekas kahepoolse toite võimalusega radiaalselt talitlevates võrkudes kasu-
tada normaalselt vähemkoormatud liinides väikese
ristlõikega juhtmeid . Kuna
liinide maksumus ei sõltu oluliselt juhtme ristlõikest, soovitatakse sageli selle
arvelt mitte kokku hoida. Prantsuse kogemustel [Pelissier, 1975] võib juhtme
ristlõikest sõltuva kulude funktsiooni lameduse tõttu optimumi kohal vabalt
valida ökonoomsest kuni kaks korda jämedamaid ristlõikeid. Sellest tulenevalt
on soovitav piirduda igal pingeastmel ainult paari-kolme ristlõike kasutamise-
ga (Prantsusmaal 20 kV võrgus ainult kolm erinevat ristlõiget).
Meie praegustes oludes on elektrivõrkude arengu planeerimiseks vajalik lähte-
informatsioon üsna puudulik. Seetõttu tuleb ja võib enamasti ka leppida ligi-
kaudse kvantitatiivse analüüsiga. Ka pole 35 kV võrgu revideerimisel võima-
lik detailsemalt tegelda 20 kV võrgu planeerimisega. Küll aga peaks 110 kV
ja 20 kV võrkude vaheline piir
võimaldama tarbijaile vajalikku pingekvaliteeti
kindlustava jaotusvõrgu kujundamist.
Näiteks võiks täielikuma info puudumisel kujutada keskpingevõrgu fiidri pea-
haru (toitealajaamast kuni elektriliselt kaugeima jaotusalajaamani või
trafo -
punktini) normaaltalitlusel juhtme ühtlase ristlõikega (pikkusühiku takistuste-
ga
r ja
x) ning eeldada, et fiidri summaarne aktiivkoormus
P ning
reaktiiv -
koormus
Q = P tanφ jagunevad ühtlaselt kogu fiidri peaharu pikkusele
l (joon 1.4).
Sel juhul avaldub fiidri pingekadu valemiga
(
r +
x ⋅ tan ϕ)
P l ∆
U =
(1.9)
2
U Nehk protsentides nimipingest
(
r +
x ⋅ tan )
ϕ
Pl U∆
100
(1.10)
2
2
U NELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 36
P jQl Joonis 1.4. Jaotusvõrgu fiider Lähtudes
näiteks 20 kV võrgule lubatavast pingekaost 4% ja eeldades kesk-
mise juhtmeristlõikega 50 mm2 fiidri peaharu, saab lähtudes valemist (1.10)
seose fiidri peaharu pikkuse ja fiidri lubatava summaarse koormuse vahel ku-
jul
41
P =
(1.11)
lning juhtmeristlõikega 70 mm2 fiidri peaharu puhul kujul
51
P =
(1.12)
lSeost saab kujutada graafiliselt fiidri lubatava piirkonna piirikõverana (joon
1.5), mida võib kasutada 110 kV alajaamast toidetava 20 kV võrgu pingekao
lubatavuse hindamiseks.
Kui näiteks eeldada, et 110 kV alajaamast toidetava võimsaima ja
pikima fiidri maksimaalkoormus ei ületa 40% alajaama summaarset koormusest Σ
P ja et fiidri suurim pikkus
l ei ole võrreldes kaugeima tarbija kaugusega
l krohkem kui
l ≤ ,
1 2
l , saab alajaamast toidetava 20 kV võrgu orienteerivaks
klubatavaks
raadiuseks pingekao lubatavuse poolest 50 mm2 ristlõike puhul
(joon 1.6)
8 ,
5 4
l (1.13)
k max
P ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 37
14
12
10
W M
s8
urm
o
o6
ri k
iid4
F70 m m 2
2
50 m m 2
0
0
2
4
6
8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40
Fiidri pe a ha ru pikkus km Joonis 1.5. 20 kV õhuliini fiidri lubatava koormuse sõltuvus fiidri peaharu pikkusest lubatava pingekao 4% ja cosφ = 0,9 puhul 45
m 40
k
s 35
iu
d
a 30
ra
v 25
ta
a
b 20
lu
u 15
rg
õ
v 10
V
k
05
20
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40
Toitealajaama maksimaalne koormus MW Joonis 1.6. 20 kV jaotusvõrgu lubatav raadius ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 38
1.5. VÕRGUOSA ARENGUVARIANTIDE VALIK Vaadeldud
abivahendid ja ligikaudsed soovitused nimipinge
valikuks olid vä-
ga ligikaudsed ja üldised ning ei arvestanud võrgu tegelikku skeemi ja muid
lähtetingimusi. Seetõttu on neil soovituslik iseloom ning reeglina ei tohiks nad
olla lõplikuks kriteeriumiks pinge valikul. Küll aga võivad sellised abivahen-
did olla kasulikud rekonstrueerimisvariantide koostamisel ning aidata välista-
da mittesobivaid variantide. Rekonstrueerimisvariandi lõplik valik tuleb aga
üldjuhul teha konkureerivate reaalsete arukate variantide tehnilis-
majandusliku võrdluse alusel.
Vaatleme arenguvariantide valikut Eesti 35 kV võrgu revideerimise näite va-
ral. 35 kV võrk ei moodusta üldiselt kõikjal suuri piirkondi katvaid ulatuslik-
ke võrke vaid kujutab endast sageli, eriti maapiirkondades, suhteliselt väikese
koormusega liine või liinigruppe koos vastavate 35/10(15; 6; 0,4) kV ala-
jaamadega. See võimaldab valdavalt vaadelda ja lahendada 35 kV võrgu aren-
gu saatust peaaegu sõltumatute võrguosade kaupa. Iga sellise võrguosa revi-
deerimisel võib eristada järgmisi rekonstrueerimise lihtsamaid põhilahendusi.
35 kV liinid või võrk koos 35 kV alajaamadega viiakse üle või asendatak-
se 110 kV võrguga. Lahendus on otstarbekas suuremate koormuste puhul ja
eriti siis, kui saab kasutada kas või osaliselt olemasoleva 35 kV võrgu ülevii-
mist kõrgemale pingele (näiteks on võrgu osa elemente juba varem ehitatud
110 kV gabariitidega).
Tulemuseks on võrgu suurem läbilaskevõime ja tarbijate elektrivarustuskind-
lus ning pingekvaliteedi oluline tõus, kuna pinge koormuse all reguleerimise
võimalus tuleb tarbijaile lähemale. Jaotusvõrgu ülejäänud osa (10; 15 või 6
kV) üleviimise 20 kV-le võib seejuures
planeerida samale perioodile, see võib
aga toimuda ka hiljem.
35 kV liinid või võrk koos 35 kV alajaamadega viiakse üle või asendatak-
se 20 kV võrguga, kusjuures muus osas (10; 15 või 6 kV) jääb keskpinge-
jaotusvõrgu pinge vaadeldavaks planeerimisperioodiks muutmata. See on
lahendus, mille puhul saab laiaulatuslike keskpingevõrkude täielikku ja väga
kulukat üleviimist 20 kV pingele edasi lükata kaugemasse tulevikku.
Sellega kaasneb madalamale pingele üleviidud jaotusvõrgu läbilaskevõime
vähenemine ja pingekvaliteedi halvenemine. Sellist lahendust on Eestis siiski
kohati võimalik kasutada, kuna koormuste vähenemise tõttu viimastel aastatel
on keskpingejaotusvõrgu osas sageli tegemist alakoormatusega.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 39
Pingekvaliteedi halvenemist saab vajaduse korral vältida, kui 20/10(15;6) tra-
fod valida koormuse all reguleeritavatena, mille tagajärjel tuleb pinge regulee-
rimise võimalus tarbijaile lähemale. Tegelikult on madalpingetarbijate pinge
madal kvaliteet põhiliselt tingitud pikkadest madalpingefiidritest ja see põhjus
tuleb
nagunii kõrvaldada täiendavate jaotusalajaamade juurdeehitamisega.
35 kV liinid või võrk koos kõigi selle poolt toidetavate keskpingevõrkude-
ga viiakse üle 20 kV nimipingele. See on
radikaalne lahendus, mis sobib ju-
huks kui piirkonnas puudub vajadus uute suuremate (110 kV) toitekeskuste
järele ja kogu piirkonna jaotusvõrgu üleviimine 20 kV pingele vaadeldaval
planeerimisperioodil on majanduslikult võimalik. See tähendab aga kogu
keskpingevõrgu põhjalikku rekonstrueerimist, kuna muutub mitte ainult nimi-
pinge vaid ka likvideeritakse osa seniseid toitekeskusi 35 kV alajaamade näol.
Seejuures ei põhjusta 35 kV võrguosa asendamine madalama nimipingega
reeglina tarbijate pingekvaliteedi halvenemist, kuna põhilised pingekaod on
jaotusvõrgu madalamate pingete osas. Ja just selles osas tõuseb keskpinge 20
kV-le ning paratamatult toimub rekonstrueerimise käigus ka madalpinge-
fiidrite pikkuse oluline vähendamine täiendavate jaotusalajaamade juurdeehi-
tamise tulemusel. Üleminek 10(15; 6) kV nimipingelt pingele 20 kV
suuren -
dab võrgu läbilaskevõimet ja parendab pingekvaliteeti. Näiteks väheneb suh-
teline pingekadu üleminekul 10 kV-lt 20 kV nimipingele (20/10)2 = 4 korda.
Tegelikkuses on reaalne kasutada vastavalt olukorrale
kombineeritud lahendu-
si, kus näiteks suurem osa 35 kV võrgust viiakse üle 20 kV-le ja lisatakse mõ-
ni täiendav110 kV alajaam. Rekonstrueerimisgraafiku osas võib kujuneda eri-
nevate variantide puhul omakorda mitmeid võimalusi, mis sõltuvad konkreet-
setest tingimustest, võrgu skeemist ja majanduslikest võimalustest. Mingit
üldlähenemist siin praktiliselt pakkuda ei saa.
Ülesannet komplitseerib veelgi asjaolu, et eesmärki − 35 kV võrgu täielikku
likvideerimist − ei saa pidada siiski
rangelt kohustuslikuks vaid pigem eelis-
tuslikuks. Seega on võimalikud ka variandid, mis võivad kas tervenisti või vä-
hemalt osaliselt 35 kV pinge esialgu säilitada. See on aga Eesti Energia tehni-
kapoliitika ja majanduslike võimaluste küsimus.
Vaadeldava 35 kV võrgupiirkonna rekonstrueerimisvariantide koostamisele
järgneb nende tehnilis-majanduslik võrdlemine ja parima lahenduse valik, so-
bivuse kontroll naabervõrguosade arenguplaanidega, investeeringute graafiku
ja rekonstrueerimisprojekti koostamine.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 40
1.6 TÖÖKINDLUSE ARVESTAMINE Elektriettevõtte põhikohustuseks on kindlustada tarbijate
töökindel elektri-
varustus kvaliteetse elektrienergiaga minimaalsete võimalike tariifide juures.
Seega on töökindlus üheks olulisemaks kriteeriumiks elektrivõrgu nii arengu
planeerimisel, projekteerimisel kui
jooksval talitluse juhtimisel.
Elektrivõrgu töökindluse näitajad võimaldavad hinnata võrgu erinevate ele-
mentide tehnilist
seisundit või võrgu konfiguratsiooni
efektiivsust .
Sajaprotsendilist töökindlust pole seadmete juhuslike tõrgete ja vigastuste,
personali väärtoimimise jms tõttu võimalik saavutada. Siiski võib seadmete
hea hoolduse puhul töökindlus piisavalt läheneda 100%-le, kui teha investee-
ringuid reservseadmetesse ja -süsteemidesse. Kuna töökindluse tõstmine on
kulukas, siis eksisteerib teatud tasakaal süsteemi töökindluse ja ökonoomsuse
vahel.
On välja töötatud mitmesugused näitajad ja meetodid elektrisüsteemide, elekt-
rivõrkude ja elektriseadmete töökindluse hindamiseks. Kuna vastav statistika
muutub üha kättesaadavamaks, rakendatakse neid näitajaid ja meetodeid süs-
teemi toimimise hindamiseks, samuti töökindluse tõstmiseks tehtavate
inves -
teeringute majanduslikuks põhjendamiseks.
Sageli rakendatakse elektrivõrkude arenguplaanide väljatöötamisel ja projek-
teerimisel lähenemist, kus võimalikud projektivariandid töötatakse välja pi-
gem kogemuste, kui rangete analüütiliste meetodite põhjal. Seejärel analüüsi-
takse koostatud variante töökindluse
aspektist ning nõuetele mittevastavad va-
riandid jäetakse edasisest vaatlusest välja või modifitseeritakse neid. Lõplik
variandi valik toimub vähimkulu kriteeriumi alusel töökindlusnõuetele vasta-
vate variantide hulgast [
Sullivan , 1977].
Töökindlus on määratud paljude teguritega, nagu võrgu skeem, elementide
töökindlus ja terve hulk mitmesuguseid juhuslikke faktoreid. Eksisteerib suur
hulk näitajaid elektrisüsteemide, tema osade, elementide või elementide
grup -
pide töökindluse iseloomustamiseks.
Tänapäeval on elektrivõrkude arengu planeerimisel ja projekteerimisel kasu-
tusel kaks
põhilist lähenemisviisi töökindluse arvestamiseks.
Moodsal lähenemisel vaadeldakse töökindlust
varustuskindluse väärtuse as-
pektist. Elektrivarustuskindluse
väärtuse mõõduks võetakse arenguvariandi
töökindlusest tuleneva tarbijaile andmata jäänud energia tõenäolise kogusega
seotud
katkestuskulu (
katkestuskahjum). See tähendab, et töökindluse muu-
tust käsitatakse ühe kulu
liigina , mida arvestatakse planeerimise üldises ma-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 41
janduslikus vähimkulu kriteeriumis. Seega rakendatakse mitme kriteeriumiga
ülesande lahendamisel lähenemist, kus mitme kriteeriumiga ülesanne teisen-
datakse optimeerimiseks ühe (majandusliku) kriteeriumi järgi. Sellise lähene-
mise oluliseks
eeliseks on võimalus
optimeerida töökindlust.
Seejuures on põhiprintsiibiks, et arvestatakse nii klientide kui elektriettevõtte
kulusid.
Kliendi kuluks on andmata jäänud toodangu, riknenud materjalide ja
seadmete jms väärtus rahalises väljenduses ehk nn
katkestuskahjum.
Elekt-
riettevõtte katkestuskuludeks on saamata jääv müügitulem ja kulud toite
taastamiseks.
Varustuskindluse tagamisega seotud kulud kannab reeglina elektriettevõte,
kuna tema esmaseks ülesandeks on tagada klientide
elektrivarustus mõistliku
töökindluse ja kvaliteediga. Siiski soovivad vahel töökindluse tõstmises osa-
leda ka tarbijad vastavate tariifide vahendusel, kuna nad ise saavad sellest tu-
lu.
Katkestuskulude hindamiseks vajaliku oodatava andmata energiakoguse arvu-
ta on väga töömahukas ja nõuab ulatuslikku informatsiooni võrguelementide
töökindlusnäitajate kohta. Sageli
usaldusväärne statistiline materjal võrgu
elementide töökindlusnäitajate ja katkestuskahjumite hindamiseks puudub.
Paljudel juhtudel on elektrikatkestused seotud ohuga inimeludele, ebamuga-
vustega klientidele, julgeoleku aspektidega jms (haiglad, raadio- ning telejaa-
mad jne), kus varustuskindluse väärtust pole võimalik väljendada rahalises
vääringus.
Seetõttu kasutatakse praktikas laialdaselt traditsioonilist lähenemist − arvesta-
takse töökindluse nõudeid
normatiivsel teel, s.t kehtestatakse töökindluse näi-
tajate teatud normväärtused või tehnilised nõuded. Seega taanduvad töö-
kindluse nõuded tehnilisteks kitsendusteks.
Töökindluse näitajate kehtestatud normväärtused määravad elektriettevõtte
käidu-, hoolde- ja arengupoliitika. Normväärtuste kehtestamisel tuleb põhi-
mõtteliselt lähtuda majanduslikust analüüsist.
Põhivõrgu osas puuduvad tänapäeval elektrivarustuskindlust käsitlevad euro-
standardid. Samas väga paljud
energiasüsteemid (s.h UCTE ja NORDEL) on
kehtestanud oma ülekandevõrkude normatiivseks töökindluse nõudeks talit-
luskindluse nõude e nn
n-1 kriteeriumi täidetuse nõude
. n-1 kriteerium tähendab, et elektrisüsteem peab täitma oma põhiülesanded
mistahes ühekordse häiringu, s.t ühe mistahes elemendi (
liin , trafo, elektri-
jaama energiaplokk jne) väljalülitumise korral. See tähendab, et mistahes ühe-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 42
kordse häiringu korral peab olema tagatud süsteemi stabiilsus ning sageduse,
pingete ja elementide koormuste jäämine lubatud
piiridesse .
Energiasüsteemide vaheliste ühendustele ja süsteemivõrkudele rakendatakse
sageli ka
n-2 kriteeriumit.
Paljud energiasüsteemid on kehtestanud ka
võimsusdefitsiidi tõenäosuse
LOLP või
oodatava andmata energia EENS normatiivse nivoo. Nt
NORDEL süsteemis on
LOLP normiks 0,001, mis tähendab, et võimsuse de-
fitsiit süsteemis ei tohi esineda rohkem, kui üheksal tunnil aastas.
Eesti energiasüsteemi põhivõrgus on kehtestatud
n-1 ja osaliselt
n-2 kritee-
riumi täidetuse
nõue
. Siiski pole
n-1 kriteeriumi nõuet ilmselt otstarbekas jälgida kogu Eesti 110 kV
võrgu ulatuses, mis mõnes piirkonnas on sisuliselt
omandanud jaotusvõrgu
iseloomu. Selliste 110 kV võrgu osade planeerimisel võiks näiteks rakendada
jaotusvõrgule kehtestatud töökindluse normatiive.
Jaotusvõrkudele kehtib Eestis Euroopa standard EN 50160:1999, mis on kasu-
tusele võetud Eesti standardina [EVS-EN 50160:2000:
Elektrijaotusvõrkude
pinge tunnussuurused].
Nimetatud standard normeerib normaaltingimustel aastas lubatava toite-
katkestuste arvu nii madal- kui keskpinge-jaotusvõrgus. Siiski pole toite-
katkestuste arv aastas kaugeltki piisav varustuskindluse näitaja, seda eriti põ-
hivõrgu jaoks, kuna ta praktiliselt ei arvesta katkestuste kestust. Eristatakse
vaid lühi- ja pikaajalisi (kestusega vastavalt alla ja üle 3 minuti) katkestusi.
Seetõttu on põhivõrgu sisuliselt jaotusvõrguna töötavate osade arengu planee-
rimisel õigem rakendada töökindluse väärtustamist katkestuskulude kaudu.
See nõuab aga infot tarbijate katkestuskahjumite kohta.
1.7. ELEKTRIVÕRGU ÜLDSKEEMI VALIK Elektrivõrgu skeemi valik toimub koos nimipinge valikuga ja seisneb põhili-
selt alajaamade paigutuse, nende vaheliste ühenduste ja alajaamade põhimõt-
teskeemide valikus. Võrgu üksikute elementide ja nende parameetrite (trafode
võimsuste, liinide juhtide ristlõigete jm.) valikut võib vaadelda eraldi.
Elektrivõrgu skeemi valikul lähtutakse küll pikaajalise planeerimise seisu-
kohtadest , kuid tavaliselt valitakse skeem 5...10-aastase perspektiiviga.
Skeemi arendatakse sõltuvalt geograafilistest tingimustest, koormuste jaotu-
sest ja energiaallikate paiknemisest. Võimalike skeemivariantide arv on
tohu -
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 43
tu suur ja nende võrdlemine töömahukas. Üha rohkem üritatakse kasutada sel-
leks arvuteid, mis püüavad vastava optimeerimisalgoritmi järgi ise genereeri-
da ja võrrelda skeemivariante. Rohkem kasutatakse aga tänapäeval arvuteid
projekteerija poolt pakutavate variantide tehnilise lubatavuse hindamiseks ja
majanduslikuks võrdlemiseks.
Skeemivariantide valikul lähtutakse võrkudele esitatavatest põhinõuetest:
• töökindlus (elektrivarustus- ja talitluskindlus)
• elektrienergia vajalik kvaliteet
• ohutus
• keskkonnasäästlikkus
• muud kitsendused
Elektrivõrkude ühendusskeemid ehk konfiguratsioon Elektrivõrgu ühendusskeem ehk konfiguratsioon on määrarud harude ja sõl-
mede vaheliste ühendustega. Elektrivõrke liigitatakse üldisemalt kon-
figuratsiooni järgi
radiaalvõrkudeks,
ringvõrkudeks ja
silmusvõrkudeks (joonis 1.7). Nende omavahelist võrdlust kajastab tabel 1.6.
Pole olemas üldtunnustatud detailsemat ühendusskeemide klassifikatsiooni.
Vahel liigitatakse võrke ka avatud (radiaal-) ja suletud võrkudeks. Samas võib
suletud konfiguratsiooniga võrk talitleda
avatuna . Teiseks
liigituse aluseks
võib olla reserveerimise olemasolu või puudumine (joon 1.6). Reserveerimine
viitabki kas kontuuri või rööpahela normaalolukorras avatusele ja vajadusel
sisselülitamise võimalusele.
Joonis 1.7. Elektrivõrgu ühendusskeemid: a) radiaalvõrk; b) hargnev ra-
diaalvõrk; c) reserveeritud radiaalvõrk; d) kahepoolse toitega võrk; e) reser-
veeritud kahepoolse toitega võrk; f)
ringvõrk ; g) reserveeritud ringvõrk; h)
silmusvõrk
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 44
Tabel 1.6. Võrguskeemide võrdlus Puudused
Skeem
Eelised
Radiaalvõrk
Skeemi lihtsus ja selgus
Madal elektrivarustuskindlus
Lihtne
releekaitse Ringvõrk,
Kõrgem elektrivarustuskindlus
Keerukam releekaitse
kahepoolse
Parem pingepüsivus ehk pin- Keerukam käit
toitega võrk
gestabiilsus
Väiksemad võimsuskaod
Silmusvõrk
Veelgi kõrgem varustuskindlus
Keerukas ja kallis releekaitse
Veelgi parem pingepüsivus
Keerukas käit
Veelgi väiksemad võimsuskaod
Jaotusvõrgud on konfiguratsioonilt tavaliselt kas radiaalvõrgud, hargnevad ra-
diaalvõrgud või avatuna talitlevad ring- ja silmusvõrgud. Elektrisüsteemi põ-
hivõrgud (süsteemi- ja ülekandevõrgud) on enamasti silmusvõrgud, mis kind-
lustavad elektrisüsteemi ja –võrgu kõrge töökindluse.
Reserveerimata radiaalvõrke kasutatakse madalamat varustuskindlust nõudva-
te tarbijate toiteks. Selliseid võrke kasutatakse sageli maal ja asulates elukond-
like tarbijate puhul. Reserveeritud radiaalvõrk kõrgema varustuskindluse. Sel-
listes võrkudes on kaheahelalised või paralleelliinid, mis kindlustavad toite ka
ühe ahela avarii korral.
Suletud võrgud on kõik reserveeritud võrgud. Suletud võrgud on avatutega
võrreldes töökindlamad ja tavaliselt väiksemate võimsuskadudega, kuid nende
käit,
automaatika ja releekaitse on keerukam. Lihtsad suletud võrgud (kahe-
poolse toitega ja ringliinid) on laialdaselt kasutusel linna ja maa jaotusvõrku-
des. Kaitse ja automaatika lihtsustamise eesmärgil töötavad sellised võrgud
sageli avatuna.
Keerukamad suletud skeemid (silmusvõrgud) sisaldavad mitut suletud kontuu-
ri ja on levinud suuremat talitluskindlust nõudvates süsteemi- ja ülekande-
võrkudes alates
pingest 110 kV.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 45
Alajaamade skeemid Alajaama skeem on põhiliselt määratud alajaama võrku ühendamise mooduse,
võrgu nimipinge, ühendusliinide arvu ja valitavate kommutatsiooniseadmete-
ga. Alajaamade liigitamiseks kasutatakse samuti termineid, mis pole üheselt
ranged . Näitena on toodud võimalik liigitus alajaamade võrku ühendamise
mooduse ja paiknemise järgi (joon 1.8).
Joonis 1.8 Alajaamade ühendus võrguga: a) tupikalajaam;
b,c) harualajaamad; d) transiitalajaam; e,f) sõlmalajaamad
Alajaama skeem peab vastama planeeritava võrgu funktsioonidele ning kind-
lustama tarbijaile vajaliku elektrivarustuskindluse elektrisüsteemi
normaal -,
remondi - ja avariijärgses talitluses.
Sageli võib leida alajaamade tüüpskeeme koos nende kasutusvaldkonna nime-
tamisega vastavatest käsiraamatutest.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 46
2. ELEKTRIVÕRGU ELEMENTIDE VALIK 2.1 TRAFODE VALIK Trafode arvu valik alajaamas ja on põhimõtteliselt tehnilis-majanduslik üles-
anne, mis praktiliselt sõltub tarbijaile vajalikust elektrivarustuskindlusest. Tih-
ti võib otsustada selle ka projekteerimiskogemuste põhjal.
Viimasel ajal on hakatud üha rohkem kasutama kahetrafolist lahendust. Ühe
trafoga võib piirduda kas alajaama rajamise
algetapil või vähetähtsa tarbija
puhul, kus on lubatud energiakatkestus
vigastatud trafo asendamise ajaks.
Rohkem kui kaks trafot võidakse valida ainult põhjendatud erandjuhtudel.
Ülesseatud trafode võimsus peab vastama normaaltalitlusel tingimusele
S Sm≥
(2.1)
TnTkus
S –
alajaama maksimaalkoormus
m n –
trafode arv
Tja avariijärgsel talitlusel tingimusele
S SAV≥
(2.2)
Tk(
n −
nTV )
kus
S=
S −
S –
alajaama koormus avariijärgsel talitlusel
AVmres(
maksimaal - ja reservvõimsuse vahe)
n –
väljalülitatud trafode arv
Vk – trafo lubatav koormatustegur avariijärgsel talitlusel (tavaliselt
lubatakse 5 ööpäeval kuni 6 tunni jooksul ülekoormust
k = 1 4
, )
Siit järeldub, et kahe trafoga alajaamas tuleb valida
S ≥ 0 7
,
S (2.3)
TAVja ühe trafoga alajaamas
S ≥
S (2.4)
TmKui alajaamas paigaldatakse ühefaasilised trafod, nähakse ette üks reservfaas.
Olemasoleva ühe trafoga alajaama võimsuse
suurendamine toimub tavaliselt
teise trafo lisamise teel, kahe trafoga alajaama puhul aga trafode välja-
vahetamise teel.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 47
2.2. JUHTMETE JA KAABLITE RISTLÕIGETE VALIK ÖKONOOMSE VOOLUTIHEDUSE JÄRGI Juhtmete ja kaablite ristlõigete valik on tehnilis-majanduslik küsimus. Tuleb
leida liini maksumuse ja energiakadude vaheline optimaalne
kompromiss . Sel-
le üldjuhul
keeruka ülesande lihtsustamiseks kasutatakse sageli ökonoomse
ristlõike määramiseks lihtsustatud meetodeid –
ökonoomse voolutiheduse või
ökonoomsete intervallide meetodeid.
Ökonoomse voolutiheduse meetod põhineb küll üsna suurtel lihtsustustel,
kuid on ka lihtne kasutada. Üks lihtsamaid ökonoomse voolutiheduse määra-
mise meetodeid tuleneb keskmiste aastakulude ehk
annuiteedi meetodist, mil-
le kohaselt juhtmete valikuga seotud keskmised aastakulud määratakse vale-
miga C =
kK + ∆
W da (2.5)
kus
k –
kapitali taastumistegur ehk aastamaksetegur, 1/a
K –
liini rajamiseks vajalikud investeeringud, kr
W∆ –
aastased energiakaod, kWh/a
d –
kaoenergia hind, kr/kWh
Lineariseerides investeeringud juhtme ristlõike suhtes
K =
l(3
Fb +
H )
(2.6)
kus
l –
liini pikkus, km
F –
juhtme ristlõige, mm2
b –
juhtme materjali hind, kr/dm3
H –
liini konstantse osa (põhiliselt
mastid ) erimaksumus,
kr/km
ning avaldades energiakaod juhtme ristlõike kaudu
2
l ∆
W = 3
Iτ
(2.7)
γ
Fkus
I –
liini vool, A
γ
–
juhtme erijuhtivus, S·km/mm2
τ –
kaoaeg, h/a
saab keskmiste aastakulude valemi esitada kujul
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 48
2
l C =
k l 3
(
F b +
H ) + 3
Iτ
d (2.8)
aλ
FOptimaalne ristlõige vastab siis ekstreemumi tingimusele
∂
C3 2
I l τ
d a = 0
ehk 3
k l b −
= 0
(2.9)
∂
F2
γ
Fkust avaldatud ristlõige ongi ökonoomne
dτ
F =
F =
I (2.10)
öγ
kbSiit saab ökonoomse voolutiheduse valemi
Ik γ
b j =
, A/mm2
(2.11)
öFdτ
öNagu näha, ei sõltu ökonoomne
voolutihedus liini pikkusest. Eri maades on
kasutusel erinevad meetodid ökonoomse voolutiheduse määramiseks, kuid
üldpõhimõte on enam-vähem sama.
Kuna antud majanduspiirkonnas ja antud juhtme materjali puhul on
öko -
noomne voolutihedus suhteliselt
konstantne suurus, pole alati juhtme ristlõike
valikul vajalik tema uuesti määramine. Nii kasutatakse
j valikuks sageli
öveelgi lihtsamat meetodit. Näiteks valiti see N Liidus ökonoomse voolutihe-
duse tabelist vastavalt juhtme või kaabli materjalile, liini rajamise piirkonnale
ja maksimaalkoormuse kasutusajale
T . Nii oli NL Euroopa osale, sealhulgas
mEestile,
T = 3000.. 5
. 000
h /
a ja alumiiniumjuhtmete puhul
j = 1 1
, A/mm2
möning vaskkaablite puhul 2,5 A/mm2. Need väärtused saadi aga tingimustes,
kus elektrienergiat loeti võrreldes metalliga väga odavaks. Mitmetes riikides
loetakse ökonoomseks alumiiniumjuhtmete puhul voolutihedust 0,6...0,7
A/mm2, Soomes alumiiniumjuhtmetele 0,6…1,0 ja 20 kV vaskkaablitele
1,8…3,0 ning alumiiniumkaablitele 0,9...1,4.
Juhtme või kaabli ökonoomse ristlõike valik toimub siis arvutusliku ristlõike
F kaudu liini arvutusliku voolu
I ja ökonoomse voolutiheduse järgi
AAI AF =
(2.12)
Ajökus
arvutusliku voolu võib määrata valemiga
I =
I α α
(2.13)
AmiTELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 49
kus
I – maksimaalvool
normaaltalitlusel,
näiteks
viiendal
mkäiduaastal
α – tegur, mis
arvestab liini koormuse muutumist aastate lõikes
i α – tegur, mis arvestab liini koormustipu kasutusaega
T TmNimetatud tegurite määramise võimalusi võib leida käsiraamatust. Lihtsusta-
tud lähenemisel võetakse tegurid α = α = 1.
iTSaadud arvutusliku ristlõike järgi saab liinile valida
lähima standardse.
Ökonoomse voolutiheduse meetodit ristlõike valikul võib kasutada
kaabel -
liinidel
U> 1 kV ja
õhuliinidel 35...500 kV, aga sageli ka õhuliinidel
N10...20 kV. Seejuures tuleb kontrollida mitmete piirangute täitmist, nagu pin-
gekao lubatavust, kuumenemist, mehaanilist tugevust ja vastavust
koroona tingimustele alates pingest 110 kV. Kui ökonoomse voolutiheduse järgi vali-
tud juhe või kaabel ei vasta kõigile piiranguile, tuleb valida suurem ristlõige,
mis
rahuldab kõiki tingimusi.
Ökonoomse voolutiheduse meetodit ei kasutata ristlõigete valikuks madal-
pingevõrkudes.
2.3. RISTLÕIGETE VALIK ÖKONOOMSETE INTERVALLIDE MEETODIL Ökonoomse voolutiheduse meetod on väga ligikaudne, kuna liini maksumus
lineariseeritakse ning see ei arvesta asjaolu, et erinevate juhtmete ristlõigete
puhul on ka erinevad mastid ja need mõjutavad oluliselt õhuliinide maksu-
must. Samuti mõjutab liinide maksumust mastide materjal ja tüüp. Ka eeldab
meetod matemaatiliselt ristlõike pidevat suurust, mis tegelikult on diskreetne.
Märksa täpsemalt saab leida ökonoomseid ristlõikeid
ökonoomsete interval-
lide meetodil. Selle meetodi kohaselt koostatakse eelnevalt erinevate nimi-
pingete, juhtmemarkide ja mastide puhuks näiteks keskmiste aastakulude sõl-
tuvused arvutuslikust voolust (või võimsusest). Need kulud sisaldavad iga lii-
ni variandi puhul konstantset ja voolu
ruuduga võrdelist osa analoogiliselt
C aavaldisega (2.8), vt joon 2.1.
Sellised kõverad võib koostada ka mitmeahelalistele liinidele, mis võimaldab
võrrelda ka erineva
ahelate arvuga variante. Nii võib võrrelda omavahel näi-
teks üheahelalist kõrgema ja kaheahelalist madalama nimipingega liini.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 50
Ökonoomsete intervallide meetodil põhinevad eri maades mitmesugused
tüüpkõverad ja
tabelid , mis võivad olla antud vastavates käsiraamatutes.
Kr CaF
F
F
1
2
3
kmI A 0
Joonis 2.1. Juhtme ristlõike valik ökonoomsete intervallide meetodil 2.4. RISTLÕIGETE VALIK JAOTUSVÕRGUS LUBATUD PINGEKAO JÄRGI Lubatud pingekadu on selline maksimaalne pingekadu, mille puhul on veel
võimalik vaadeldava jaotusvõrgu toitealajaamas reguleerida pinget nii, et pin-
ge tarbijate juures ei välju lubatud piiridest. Võrgu maksimaalne pingekadu
talitlusel ei tohi ületada lubatud pingekadu:
U∆
≤
U∆
(2.14)
max
lub
Elektriliini pingekadu sõltub antud liini pikkuse ja edastatava võimsuse puhul
juhtme või kaabli ristlõikest ja sellele vastavast aktiiv- ja reaktiivtakistusest
PR +
QX U∆ =
(2.15)
U NJuhtme takistuste sõltuvus ristlõikest
F on
näidatud joonisel 2.3. Nagu näha,
on ülekandevõrkudes määravaks reaktiivtakistus, mis praktiliselt ei sõltu
rist -
lõikest. Samal ajal on ülekandevõrgus pinge reguleerimise võimalused suured,
mistõttu juhtme ristlõike valik lähtudes pingekaost pole otstarbekas. Jaotus-
võrkudes pingega 0,4...20 kV on seevastu pinge reguleerimise võimalused
väiksed ja juhtme ristlõikest sõltuva aktiivtakistuse mõju pingekaole suurem,
mistõttu on ka ristlõigete valikul pingekao lubatavuse kriteerium kasutusel.
Jaotusvõrgu juhtmete ristlõiked peaksid olema ökonoomsed (näiteks öko-
noomse voolutiheduse järgi), kuid vastama ka lubatava pingekao ja kuumene-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 51
mise tingimustele. Ülesande lahendamiseks on mitu moodust sõltuvalt kritee-
riumide rakendamise järjekorrast. Lihtsaim on tavaliselt ristlõigete valik öko-
noomse voolutiheduse järgi lubatavuste
kontrolliga . Määravaks saab siis kõige
rangem piirang.
Joonis 2.3. Õhuliini juhtme takistuste sõltuvus ristlõikest Kui ökonoomselt valitud ristlõigete puhul on näiteks
U∆
>
U∆
, tuleb
max
lub
valida juhtmete ristlõiked lähtudes lubatud pingekao kriteeriumist. Ühe liini
puhul on lubatud pingekaole vastava minimaalse ristlõike leidmise ülesandel
ühene
lahend . Mitme liinilõiguga võrgus on selliseid lahendusi mitu, mistõttu
on vaja rakendada lisakriteeriume.
Linnavõrkudes laheneb asi sellega, et tavaliselt kasutatakse kogu võrgus sama
juhet või kaablit:
F =
const (2.16)
iTööstusvõrkudes (lühikesed liinid suurte koormustega), kasutatakse tavaliselt
täiendavalt võimsuskao miinimumi kriteeriumi, mis taandub sellele, et kõigis
valitud ristlõigetes peaks
tulema enam-vähem võrdne voolutihedus, mis vas-
tab minimaalsetele võimsuskadudele
I i ≈
const (2.17)
FiMaavõrkudes on suhteliselt suur metallikulu ja väiksed energiakaod, mistõttu
võetakse tihti lisakriteeriumiks metallikulu miinimum. See kriteerium taandub
nõudeks
II i≈
const ehk
i ≈
const (2.18)
F 2
FiiELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 52
Projekteerimisel on vaja teada ka lubatud pingekao
U∆
etteantud väärtust.
lub
Tegelikult peaks opereerima summaarse lubatud pingekaoga alates tarbijaile
lähimast pinge reguleerimise kohast (tavaliselt 110/10, 110/35 või 35/10 kV
alajaamast). See pingekadu koosneb kolmest osast: pingekadu keskpinge jao-
tusvõrgus, jaotustrafodes ja madalpingevõrgus (joon 2.4). Kui oletada, et pin-
ge tarbija juures tohib erineda nimipingest mitte rohkem kui +10% ... –10%,
siis ei tohiks väga ligikaudsel hinnangul olla pingete erinevus võrgu esimese
ja viimase tarbija vahel üle 10...15%. Tehes rea lihtsustusi (näiteks trafode re-
guleerimise astmelisuse ja tarbijate endi pinge reguleerimisvõimaluste osas)
võiks võtta lubatavaks summaarseks pingekaoks 10...15% (joon. 2.4).
Joonis 2.4 Summaarne lubatav pingekadu jaotusvõrgus Kui palju sellest võiks langeda
millisele võrgu osale, on keerukas küsimus ja
sõltub suuresti paljudest asjaoludest, näiteks keskpingevõrgu tarbijate maksi-
maalsest kaugusest jm. Soome uurimuste kohaselt võiks olla lubatav pingeka-
du 20 kV maavõrgus 10 km puhul 1,5...2,5%, 30 km puhul aga 4,5...6%. Tra-
fode arvelt pingekao vähendamine tavaliselt end ei õigusta.
Projekteerimise lihtsustamiseks võivad olla võrkude lubatud pingekadude
orienteerivad väärtused antud ka käsiraamatuis. Näiteks loeti NLs selliseks
lubatud pingekaoks 10...20 kV võrgus 6%. Soomes on olnud kasutusel samaks
otstarbeks suurus 4...5%. Sõltuvalt kohalikest tingimustest võib kasutada ka
teisi projekteerimispraktikas põhjendatud lubatud pingekao väärtusi.
2.5. RISTLÕIGETE KONTROLL KUUMENEMISELE Voolu mõjul
juhtmed ja
kaablid ning nende isolatsioon kuumeneb. Piisava
tööea tagamiseks ehk selleks, et juhe või kaabel säilitaks oma
elektrilised ja
mehaanilised omadused, ei tohi lubada kuumenemist üle teatava lubatud piiri.
Selline piirang käib nii jaotusvõrkude kui ka ülekandevõrkude kohta.
Juhtmete puhul
kuumenevad enam nende ühenduskohad. Nii võib elektriliste
kontaktide kuumenemine üle 70° C põhjustada nende oksüdeerumist ja kon-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 53
taktide lõtvumist, mis omakorda põhjustab takistuse suurenemist ning veelgi
suuremat kuumenemist.
Kaablite puhul
venib nende ülekuumenemisel
mantel välja ja jahtumisel teki-
vad tina ning isolatsiooni erinevate paisumistegurite tõttu tühikud, mis elektri-
välja mõjul ioniseeruvad. See võib soodustada läbilöögi teket. Kaablite puhul
võib olla lubatav temperatuur sõltuvalt kaabli talitluspingest, isolatsiooni ma-
terjalist jm. piirides 50...80° C.
Laskumata kuumenemisprotsesside
teooriasse , on arusaadav, et antud juhtme
või kaabli margi ning jahutustingimuste korral on
pikemaajalisel talitlusel te-
ma temperatuur määratud vooluga. Seetõttu saab temperatuuri lubatavuse
kontrolli
asendada kestvalt lubatava voolu kontrolliga.
Praktikas leitakse kestvalt lubatava voolu väärtus
I käsiraamatutes too-
lub
tabdud tabelitest, sõltuvalt juhtme või kaabli margist. Lisaks sellele on käsiraa-
matutes antud kaablite jaoks tabelid mitmesuguste parandusteguritega, mis
võimaldavad arvestada kaablite arvu kaablikraavis (
k ), ümbritseva
keskkon -
nna temperatuuri (
kϑ ) jm. Nii leitakse kestvalt lubatud vool valemiga
I=
Ik k ⋅⋅⋅
lub
lub
tab n ϑ
(2.19)
Seega taandub juhtmete ja kaablite kontroll kuumenemisele võimaliku kest-
valt esineva maksimaalse voolu
I võrdlemisele kestvalt lubatud vooluga
m I ≤
I=
Ik k ⋅⋅⋅
mlub
lub
tab n ϑ
(2.20)
Kui see nõue pole täidetud, tuleb valida vastavalt suurem ristlõige.
Kui juhtmete ja kaablite ökonoomsed ristlõiked valiti arvutusliku voolu järgi,
mis vastasid normaaltalitlusele, siis siin tuleb
I määramisel võtta aluseks
mkestvalt esineda võiv maksimaalne vool. Tavaliselt on selliseks talitluseks
avariijärgne või remonditalitlus, kus mõni liin on tööst väljas ja kontrollitava
liini koormus seetõttu suurem. Õhuliinidel loetakse selleks vooluks tavaliselt
poole tunni keskmine väärtus,
kaabelliinide puhul kasutatakse ka keerukamaid
metoodikaid, mis võivad näiteks arvestada ka
eelnevat seisundit.
Ristlõigete valiku kontroll tuleb siduda ka veel ülekoormuse kaitseaparatuuri-
ga.
Kaablite valikul tuleb kontrollida ka nende termilist lühisetaluvust. Käsiraa-
matus on vastavas tabelis need lubatavad
voolud antud sõltuvalt ristlõikest ja
voolu kestusest.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 54
2.6. MUUD PIIRANGUD JUHTMETE VALIKUL Koroonakaod sõltuvad elektrivälja tugevusest. Elektrivälja tugevus on aga
praktiliselt pöördvõrdeline juhtme
raadiusega . Seetõttu saab koroonakadusid
vähendada juhtme ristlõike suurendamisega. Ülikõrgepingeliinide puhul kasu-
tatakse tavaliselt lõhisfaasijuhte, mis võimaldab väljatugevust ning koos selle-
ga ka koroonakadusid oluliselt vähendada.
Pingetel alla 110 kV koroonakadusid ei arvestata. Pingetel 110 ja 220 kV ei
ole koroonakaod tavaliselt väga suured. See tagatakse juhtmete ristlõigete va-
liku kitsendusega, mille kohaselt ei tohi valida koroonast lähtudes lubatust
väiksemaid ristlõikeid. Nii on olnud meil 110 kV puhul minimaalseks lubatud
juhtmemargiks AC 70, 220 kV puhul AC 240 ning 330 kV puhul 2 × AC 240.
Valitud juhtmed peavad vastama ka mehaanilise tugevuse nõuetele. Juhtmete
ja trosside minimaalsed lubatavad ristlõiked, lähtudes mehaanilisest
tugevu -
sest, võivad olla antud käsiraamatuis vastavalt liini nimipingele ja paikkonna
iseloomule (näit asustatusele). Liinijuhtmete, trosside ja mastide mehaanikali-
ne arvutus kuulub vastava liini projekti juurde.
Võidakse
fikseerida ka õhuliinide juhtmetele maksimaalsed lubatavad piirid,
millest suurema ristlõikega juhtmete kasutamine pole konstruktsiooniliselt,
tavaliselt mastide kõrge maksumuse tõttu, enam majanduslikult otstarbekas.
Näiteks on 110 kV õhuliinide jaoks peetud tavaolukorras maksimaalseks rist-
lõikeks AC 240.
Kokkuvõte liinijuhtide valikul tavaliselt rakendatavatest tingimustest ülekan-
de-, kesk- ja madalpingejaotusvõrkudes on toodud tabelis 2.1. Kaabelliinide
puhul langeb osa nõudeid ära.
Tabel 2.1. Liinijuhtide valiku tingimused Tingimus
Ülekandevõrk Jaotusvõrk
Keskpinge
Madalpinge
Ökonoomsus
+
+
–
Pingekao lubatavus
–
+
+
Termiline vastupidavus
+
+
+
Koroona
+
–
–
Mehaaniline tugevus
+
+
+
Konstruktsioon . maksimum
+
+
+
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 55
2.7. JUHTMERISTLÕIGETE VALIKUST SULETUD VÕRKUDES Suletud skeeme, mis garanteerivad tarbijaile kõrgema elektrivarustuskindluse,
kasutatakse tavaliselt ülekandevõrkude puhul. Ülekandevõrkudes määratakse
aga juhtmete ristlõiked
esmalt ökonoomse voolutiheduse või ökonoomsete in-
tervallide meetodil, kus ristlõike valiku aluseks on vastava liini perspektiivne
arvutuslik vool või võimsus.
Avatud võrkude puhul leitakse need arvutuslike voolude väärtused liinide
kohta suhteliselt lihtsalt tarbijate koormuste summeerimise ja Kirchhoffi I
seaduse põhjal. Suletud võrkude puhul on võimalik leida koormusi võrgu su-
letud osa liinides küll võimsuste jagunemise arvutuste teel, kuid see nõuab lii-
nide takistuste teadmist. Kuni pole valitud juhtmeid, pole aga takistused eel-
nevalt teada.
Suletud võrgu ülesande lahendamisel saab kasutada alguses võimsuste jagu-
nemise leidmiseks “lõhestusmeetodit”, mille kohaselt leitakse võimsuste jagu-
nemine esialgu ligikaudselt liinilõikude pikkuste järgi (vt elektrivõrkude kur-
susest). Seejuures tuleb paralleelliinide või mitmeahelaliste liinide puhul lu-
geda nende ekvivalentseks
pikkuseks tegelik pikkus, jagatud ahelate arvuga.
Saadud ligikaudsete võimsuste järgi liinides valitakse nende esialgsed öko-
noomsed ristlõiked. Vastavalt valitud juhtmete takistustele arvutatakse võim-
suste jagunemine ning kontrollitakse ristlõigete ökonoomsust. Liinides, kus
esialgsed valitud ristlõiked ei ole nüüd enam ökonoomsed, tuleb neid muuta
ning teha uus võimsuste jagunemise arvutus ja ristlõigete ökonoomsuse kont-
roll. Kuna selline iteratiivne protsess koondub väga kiiresti (tänu standardsete
ristlõigete diskreetsusele), pole edasine täpsustamine tavaliselt enam vajalik.
Mitmesuguste kitsenduste kontroll suletud võrgu puhul toimub tavalises kor-
ras.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 56
3. REAKTIIVVÕIMSUSE KOMPENSEERIMISSEADMETE VALIK 3.1. REAKTIIVVÕIMSUSTE BILANSS Kuna reaktiivvõimsuse allikateks elektrisüsteemis on lisaks elektrijaamade
generaatoritele ( ∑
Q ) veel ka reaktiivvõimsuse kompenseerimisseadmed
G( ∑
Q ), ja summaarsele reaktiivvõimsuse
tarbimisele (∑
Q ) lisanduvad
KTreaktiivvõimsuskaod võrgus ∆
Q , võib süsteemi reaktiivvõimsuste bilansi võr-
randi esitada kujul
∑
Q + ∑
Q = ∑
Q +
Q∆
(3.1)
GKTehk lühemalt
∑
Q '=
Q (3.2)
G∑ '
Tkus
∑
Q ' – kogu genereeritav
reaktiivvõimsus G ∑
Q ' – reaktiivvõimsuse kogutarbimine koos reaktiivvõimsuskadu-
Tdega
Reaktiivvõimsuskaod elektrivõrgus on võrdlemisi suured, moodustades ligi
50% võrku antavast võimsusest.
Elektrivõrgu summaarne reaktiivvõimsuskadu on määratud reaktiivkadudega
liinide induktiivtakistustes
Q∆
ja trafodes
Q∆
ning liinide
mahtuvus -
LTrjuhtivustes genereeritava reaktiivvõimsusega ∆
Q CQ∆ = ∆
Q −
Q∆
+ ∆
Q (3.3)
LCTrKuna liinide mahtuvuses genereeritav reaktiivvõimsus on võrdeline pinge
ruuduga, on tema osatähtsus kõrgema nimipingega võrkudes suhteliselt suu-
rem. Võrgus nimipingega 110 kV on keskmiselt
Q∆
=
Q∆
. Tihti loetakse
Lcneid väga ligikaudu võrdseks ka elektrisüsteemis
tervikuna . See võimaldab
väita, et suured reaktiivvõimsuskaod elektrivõrgus on põhjustatud peaasjali-
kult trafodest. Normaalselt koormatud võrkudes hinnatakse vahel reaktiiv-
võimsuskadu alajaama trafode summaarse nimivõimsuse
S järgi väga ligi-
Nkaudse valemiga
Q∆
≈
S1
0
(3.4)
TrNning
m transformatsiooniga võrgus saadakse siis
summaarsed reaktiiv-
võimsuskaod trafodes
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 57
Q∆
≈
1
0
m S (3.5)
TrNSuurte reaktiivvõimsuskadude tõttu trafodes pole märkimisväärse reaktiiv-
võimsuse edastamine ühe nimipingega võrgust (läbi trafode) teise tavaliselt
otstarbekas. Laialdaselt tuleb kasutada reaktiivvõimsuse kohalikku genereeri-
mist ehk reaktiivvõimsuse kompenseerimist.
Eelnenust tuleneb vajadus elektrivõrkude projekteerimisel ja talitluse planeeri-
misel arvestada reaktiivvõimsuste
bilanssi nii kogu süsteemis tervikuna kui ka
igas võrgu piirkonnas eraldi. Ka peab võimsuste bilanssi kontrollima
maksimaal- ja minimaalkoormuse ning remondi- ja avariijärgse talitluse tingi-
mustes.
Kui aktiivvõimsuse bilanss on seotud tihedalt süsteemi sagedusega, siis reak-
tiivvõimsuse bilanss on seotud põhiliselt pingega. Pinge reguleerimiseks läheb
lisaks pinge reguleerimisseadmetele vaja reaktiivvõimsuse
reservi , et rahulda-
da bilansi võrrandit (3.3) normaalpinge juures.
Lisaks aktiivvõimsusele vajavad paljud tarbijad reaktiivvõimsust
elektro -
magnetvälja tekitamiseks. Suuremad reaktiivvõimsuse tarbijad on
asünkroon -
mootorid, trafod, muundurid, induktsioonahjud, keevitusagregaadid jm.
Reaktiivvõimsuse allikateks elektrisüsteemis on elektrijaamade generaatorid
ning mitmesugused reaktiivvõimsuse kompenseerimisseadmed.
Isegi elektrisüsteemi normaalse koormuse puhul on võrgus üsna suured reak-
tiivvõimsuskaod ja elektrijaamade generaatorid ei suuda alati
katta süsteemi
kogu reaktiivvõimsuse vajadust. See pole ka majanduslikult otstarbekas, kuna
reaktiivvõimsuse edastamine elektrijaamast tarbijaile läbi mitme trans-
formaatori on seotud suurte kadudega. Seetõttu kasutatakse reaktiivvõimsuse
täiendavaks genereerimiseks elektrivõrkudes kompenseerimisseadmeid, mis
paigaldatakse selleks kõige sobivamatesse
kohtadesse , et vähendada reaktiiv-
võimsuse edastamisest põhjustatud suuri elektrivõrgu
kadusid . Reaktiiv-
võimsuse kompenseerimisseadmeid (kompensaatoreid) kasutatakse lisaks
reaktiivvõimsuste bilansi tagamisele ja võimsus- ning energiakadude vähen-
damisele edukalt ka pinge reguleerimiseks.
Olgu vaadeldud lihtsat võrku (joonis 3.1), mis koosneb toiteallikast (sõlm 0)
ja tarbijat (koormusega
S =
P +
jQ ) toitvast liinist. Tarbija juurde on paigal-
datud reaktiivvõimsuse kompenseerimiseks
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 58
Joonis 3.1 Reaktiivvõimsuse kompenseerimine kondensaatorpatarei
võimsusega
Q .
Liinis
edastatav
võimsus
KS=
P +
j Q −
Q ning võimsus- ja pingekao vähenemine
tingituna reak-
LK )
tiivvõimsuse kompenseerimisest ilmneb ligikaudsetest valemitest
P 2 + (
Q −
Q )2
PR + (
Q −
Q )
XKKP∆ =
RU∆ =
(3.6)
U 2
UNN 3.2. REAKTIIVVÕIMSUSE ALLIKAD Lisaks elektrijaamade generaatoritele kasutatakse reaktiivvõimsuse genereeri-
miseks
elektrivõrkudes
reaktiivvõimsuse
kompenseerimisseadmeid
–
sünkroonkompensaatoreid, kondensaatorpatareisid, põikreaktoreid ja spet-
siaalseid staatilisi kompensaatoreid.
Sünkroonkompensaator on tühijooksul (ilma aktiivkoormuseta) talitlev
sünkroonmootor . Tema vool
I on reaktiivvool ja
vektor on risti elektro-
motoorjõu ja sünkroonkompensaatori
klemmipinge vektoritega. Vool on mää-
ratud elektromotoorjõu ja klemmipinge vahega
E −
UI =
(3.7)
3
xning võrku antav reaktiivvõimsus
E −
UQU3
I =
U (3.8)
SKxSünkroonkompensaatori nimivõimsuse all mõeldakse tema
suurimat lubatud
koormust üleergutatud talitlusel. Suurim
tarbitav reaktiivvõimsus alaergutuse
puhul on sünkroonkompensaatoril umbes 50% nimivõimsusest.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 59
Sünkroonkompensaatori eeliseks on võimsuse sujuva reguleerimise võimalus
mõlemas suunas (induktiivse reaktiivvõimsuse genereerimine ja tarbimine)
ning pinget stabiliseeriv toime –
positiivne pinget reguleeriv toime.
Kui joonisel 3.1 oleks kondensaatorpatarei asemel sünkroonkompensaator,
võiks pinge tarbija ja ühtlasi sünkroonkompensaatori
klemmidel avaldada toi-
teallika pinge
U ja liini pingekao kaudu seosega
0
PR + (
Q −
Q)
XSKU =
U −
(3.9)
0
U NKondensaatoreid valmistatakse mitmesuguste nimipingetega, tavaliselt ma-
dalpingest kuni 10,5 kV. Nendest elementidest koostatakse (jada- ja rööplüli-
tusega) antud võrgu pingele vastavad vajaliku mahtuvuse ja võimsusega
pata -
reid.
Kuna kondensaatorpatarei genereeritud reaktiivvõimsus on võrdeline pinge
ruuduga, siis põhjustab pinge juhuslik vähenemine ka talitlusvõimsuse vähe-
nemise ning valemi (3.9) kohaselt väheneb omakorda pinge. Seega vastupidi
sünkroonkompensaatorile soodustab kondensaatorpatarei pinge kõikumisi.
Kondensaatoril on
negatiivne pinget reguleeriv toime.
Kondensaatorpatareid peaksid olema ka reguleeritavad. Kondensaatorpatarei
reguleerimine seisneb rööptalitluses olevate kondensaatorielementide arvu kä-
sitsi või automaatses muutmises (sisse-väljalülitamises). Seega reguleeritakse
kondensaatorpatareid astmeliselt.
Põikreaktorid on induktiivelemendid, mis lülitatakse tavaliselt ülekandevõr-
gu sõlmedesse ülikõrgepingelistes õhuliinides genereeritud liigse reaktiiv-
võimsuse kompenseerimiseks. Nad võivad olla lülitatud võrku ka alajaama
trafode alampinge poolel. Reaktori tarbitav reaktiivvõimsus on määratud tema
induktiivjuhtivuse
B ja pingega
R2
Q =
B U (3.10)
RRSellised
reaktorid võivad olla reguleeritavad − näiteks reaktorid
ferromagnet -
südamiku eelmagneetimisega.
Staatilise reaktiivvõimsuse allika all mõeldakse tavaliselt reaktiivvõimsuse
kompensaatorit, mis koosneb kondensaatorpatareist ja sellega rööbiti ühenda-
tud reaktorist, millel on pidevalt reguleeritava eelmagneetimisega südamik.
Reguleerimise pidevus võidakse saavutada näiteks ka kondensaatorpatarei ta-
litluse türistorreguleerimisega.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 60
Põhimõtteliselt on reaktiivvõimsuse allikateks võrgus ka
sünkroonmootorid,
mille ergutuse reguleerimine võimaldaks reguleerida nende reaktiivvõimsust.
Tarbijate valduses olevate sünkroonmootorite kasutamine elektrivõrgu huvi-
des pole üldjuhul reaalne ja ka nende mootorite võimsus pole eriti suur.
Elektriliinid on samuti reaktiivvõimsuse allikaks, kuid nende mahtuvuses ge-
nereeritav reaktiivvõimsus sõltub liinide pingest ja pole seetõttu praktiliselt
reguleeritav.
Põikreaktoreid kasutatakse Eestis seni suhteliselt vähe, ainult ülikõrgepinge-
võrkudes.
Spetsiaalsed staatilised reaktiivvõimsuse allikad on kallid
seadmed ,
mis leiavad seni veel vähest
kasutust . Põhilisteks reaktiivvõimsuse
kompen -
seerimisseadmeteks meie võrkudes on kondensaatorpatareid ja vähemal mää-
ral ka sünkroonkompensaatorid.
Sünkroonkompensaatorid on keerukad ja kallid seadmed ning nõuavad asja-
tundlikku järelevalvet ja hoolet. Seetõttu on need õigustatud ainult suurtes põ-
hivõrgu sõlmalajaamades. Suurema võimsusega sünkroonkompensaatori eri-
maksumus ja erikaod on küll väiksemad, kuid jäävad ikkagi kõrgemaks kon-
densaatorite näitajatest. Seetõttu võivad sünkroonkompensaatori eelised (posi-
tiivse toimega pidev ja kiiretoimeline reguleerimine mõlemas suunas) õigus-
tada tema kasutamist ainult suhteliselt suure võimsuse puhul. Enamasti kasu-
tatakse aga alajaamades, eriti jaotusalajaamades ja suuremate tarbijate juures,
reaktiivvõimsuse kompenseerimiseks suhteliselt odavaid ja töökindlaid kon-
densaatorpatareisid.
3.3. REAKTIIVVÕIMSUSE ALLIKATE VALIKU KRITEERIUMID Kuna elektrivõrkude arengu planeerimise ülesanded on väga mahukad komp-
lekssed ülesanded, väga suurte lähteandmete ja diskreetsete otsitavate (opti-
meeritavate) parameetrite hulkadega, mis reeglina
ei võimalda kasutada
rangeid lahendusi, siis
tekib
süsteemse lähenemise vajadus (eraldada ruumi-
lise ja ajalise hierarhia nivoosid ning lahutada suuremaid ülesandeid omavahel
sisuliselt vähemsõltuvateks alaülesanneteks). Selliseid alaülesandeid
moodus -
tatakse üldise ülesande üsna meelevaldsel
tükeldamisel omavahel vähemsõl-
tuvateks osadeks , näiteks nimipinge või muude optimeeritavate parameetrite
alusel.
Optimeeritavate
parameetrite diskreetsusest tingituna taandatakse ülesanne
tavaliselt variantide võrdluseks. Põhimõtteliselt on variantide arv tohutu suur.
Reaalsetes tingimustes vaadeldakse siiski
variantide piiratud hulki. Seejuu-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 61
res tuleb teha kompromiss detailiseerituse astme (s.t täpsuse) ja
uuritavate va-
riantide hulga vahel.
Modelleerimise detailiseerituse aste peab olema piisavalt
väike, et analüüs oleks vastuvõetava mahuga ja realiseeritav mõistliku aja
ning
kuludega .
Selline alaülesanneteks jagamine ja vaadeldavate variantide valik on suuresti
kogemuslik ja intuitiivne ning ülesande lahendamise tulemus ei saa põhi-
mõtteliselt olla päris objektiivne.
Üheks alaülesanneteks jaotamise võimaluseks on kogu planeerimisülesande
tinglik jaotamine esmajärgulisteks ja teisejärgulisteks ülesanneteks. Alustatak-
se esmajärgulise ülesande sõltumatust lahendamisest ja seejärel lahendatakse
saadud tulemusest sõltuvalt teisejärgulised ülesanded. Esmajärgulisteks pee-
takse sageli aktiivvõimsuse ja teisejärgulisteks reaktiivvõimsusega seotud
ülesandeid. Näiteks lahendatakse võrgu perspektiivarengu küsimused esimesel
etapil ilma reaktiivvõimsuse kompenseerimise ülesandeta ning alles siis, võt-
tes aluseks saadud tulemuse, hakatakse
lahendama reaktiivvõimsuse kompen-
seerimise ülesannet. Praktikas ongi reaktiivvõimsuse kompenseerimine elekt-
rivõrgus reaalselt aeg-ajalt päevakorda kerkiv ja lahendamist vajav ülesanne,
kusjuures lähtutakse olemasolevast võrgust.
Siin vaatlemegi reaktiivvõimsuse kompenseerimise ülesannet kui sellist pla-
neerimise alaülesannet, kus on antud olemasolev elektrivõrk ning määrata on
vaja reaktiivvõimsuse allikate vajalik võimsus ja
paiknemine , täites seejuures
vajalikke kitsendusi, eriti pinge reguleerimise osas.
Põhimõtteliselt on elektrivõrgu arengu planeerimine
paljukriteriaalne üles-
anne. See ilmneb selgesti elektrivõrgu põhiülesandest –
optimaalse talitlus-
kindlusega üle kanda või/ja jaotada
kvaliteetset elektrienergiat kõigile tarbi-
jaile
minimaalsete kulutustega ja
minimaalsete keskkonnakahjustustega. Nagu näha, sisaldub selles määratluses neli teatud määral vastuolulist kritee-
riumi: talitluskindluse, kvaliteedi, majanduslik ja loodushoiu kriteerium.
Paljukriteriaalsete ülesannete lahendamiseks on välja töötatud mitmesuguseid
lähenemisi, nagu [Арзамасцев, 1987], [Schweppe,…1988]. Arvestades ole-
masolevaid aja, tööjõu ja arvutitarkvara ressursse, tuleb Eesti elektrivõrkude
planeerimisel praktiliselt orienteeruda optimeerimisele ühe kriteeriumi järgi,
arvestades teisi kriteeriume vastavate kitsenduste (normide) näol. Tänapäeva
praktikas on elektriettevõtte laiendamisel või rekonstrueerimisel üldtunnusta-
tud optimaalsuse kriteeriumiks
majanduslik kriteerium, mis vastavate lisa-
liikmete kaudu võib arvesse võtta ka muid kriteeriume.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 62
Varustuskindlusega seotud kulusid on võrgu arengu planeerimisel väga raske
hinnata ja reaktiivvõimsuse kompenseerimise ülesande optimaalset lahendust
talitluskindlus ka reeglina oluliselt ei mõjuta. Talitluskindlus on peamiselt ta-
gatud teiste võrgu arengu põhimeetmetega. Seega on reaktiivvõimsuse kom-
penseerimise ülesande lahendamisel esmaolulisteks majanduslik ja kvaliteedi
kriteerium. Sobivaimaks kriteeriumiks peaks olema laialt kasutatav kapitali- ja
tegevuskulude
minimeerimine ehk
vähimkulu kriteerium nõutava kvaliteedi
nivoo juures. Seejuures arvestatakse elektrienergia kvaliteedinõudeid tavali-
selt kitsenduste kujul.
Vähimkulu kriteeriumi võib esitada siin kujul:
C =CK + CT → min
(3.11)
kus
C –
summaarsed kulud seoses kompenseerimisega
CK – summaarsed
kapitalikulud (investeerimiskulud)
CT – summaarsed
tegevuskulud (käidu- ja hooldekulud ning võrgu-
kadude maksumus) hindamisperioodil
Tuleb silmas pidada, et tingimuses (3.11) tuleb hinnata kõigi võrreldavate
arenguvariantidega seotud tulude ja kulude
nüüdisväärtusi üle nn
hindamis -
perioodi, s.t kõik hindamisperioodil esinevad tulud ja kulud tuleb
ajaldada planeerimisperioodi lähteaastale. Kuna tegevuskulud on jaotatud üle seadmete
eluea, peaks põhimõtteliselt hindamisperioodi pikkuseks olema planeerimis-
periood pluss viimasena käiku antud objekti eluiga. Siiski pole otstarbekas
võtta hindamisperioodi pikkuseks üle 25-30 aasta. Ühest küljest muutuvad
kaugemate aastate tulude-kulude nüüdisväärtused tühisteks võrreldes
kogutu -
lude-kuludega, teisest küljest on pikemaks
perioodiks prognoositud näitajad
äärmiselt vähe usaldusväärsed. Kui planeerimisperioodi pikkuseks on 20 a või
rohkem, võetakse hindamisperiood sageli võrdseks planeerimisperioodiga.
Võrgu arengu planeerimisel (ja projekteerimisel) ning investeeringute kavan-
damisel tuleb majandusliku kriteeriumi kõrval arvestada kitsenduste ja piiran-
gutega, s.t võrk peab vastama tehnilistele nõuetele. Kitsendusi tuleb silmas pi-
dada võrgu arenguvariantide koostamisel, parima arenguvariandi valikul ja
üksikobjektide projekteerimisel.
Võrgu arenguvariantide valikul tuleb arvestada põhiliselt järgmist
laadi kitsen-
dustega:
•
Soojuslikud piirangud
•
Pinge kvaliteediga seotud kitsendused
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 63
•
Stabiilsuse piirangud
•
Töökindlusealased kitsendused
•
Kitsendused õhuliini juhtmete valikul
•
Keskkonna ja maakasutusega seotud kitsendused
•
Muud kitsendused
Kompenseerimisseadmete võimsuse ja paigalduskoha valikul tavaliselt soo-
juspiirangud arvesse ei tule, kuna reeglina põhjustavad
kompensaatorid võr-
gus koormuste vähenemist. Stabiilsuse piirangute arvestamine võib olla teatud
tingimustes vajalik, eriti kui küsimus on süsteemivõrgu (330 kV
ülekanded ,
süsteemidevahelised
ühendused ) reaktiivvõimsuste kompenseerimises. Talit-
luskindlusalased kitsendused, kitsendused õhuliini juhtmete valikul jm kitsen-
dused on juba eeldatavasti täidetud arengu planeerimise põhietapi käigus, mis
eelnes kompenseerimisseadmete valikule. Keskkonna ja maakasutusega seo-
tud kitsendusi võib olla ja neid tuleb arvestada.
Kuna reaktiivvõimsuse kompenseerimine on lahutamatult seotud pinge
kvali -
teediga ja selle tagamisega, on pinge piirangute arvestamine siin üks olu-
lisemaid nõudeid. Piirangute kontroll toimub võrgu võrreldavate variantide
püsiseisundite arvutuste alusel, millised tuleb
sooritada kõigis iseloomulikes
püsitalitlustes − nii normaal- kui avarii- ja remonttalitlustes.
3.4. KOMPENSEERIMISEGA SEOTUD KULUDE LIGIKAUDNE HINDAMNE Kuna võrgu või võrguosa võrreldavate kompenseerimisvariantide hulgast pa-
rima valik toimub majandusliku kriteeriumi alusel, tuleb valida selleks sobiv
majandusliku hindamise meetod. Kuna kompenseerimise puhul on võtme-
küsimuseks võimsuskaod ja energiakadude maksumus, siis oleks ülesande lä-
bipaistvuse huvides otstarbekas alustada lihtsustatud lähenemisest. Selleks so-
bib võrdsete aastakulude (annuiteedi –
annual equivalent value , annuity) mee-
tod.
Meetod on tuntud ka kui
ühtlustatud või
keskmiste aastakulude ( annuitee -
tide) meetod, mille puhul leitakse variantide ühtlustatud (üle hindamisperioo-
di
n keskendatud) aastased kulud
Ca , korrutades kogukulude nüüdisväärtuse
C
aastamakseteguriga e
kapitali taastumisteguriga (
capital recovery factor )
α . Viimane jaotab summaarsed kulud ühtlaselt üle planeerimisperioodi:
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 64
i 1
( +
i nC = α
C =
C (3.12)
a1
( +
i n) −1
Seejuures eeldatakse ühtlast diskontomäära (intressimäära)
i üle hindamis-
perioodi.
Variantide võrdlemisel tuleb parimaks lugeda vähimate aastakuludega variant.
Kui investeeringud
CK tehakse ainult hindamisperioodi algul (
t = 0) ja aasta-
sed jooksevkulud
CJ ei muutu hindamisperioodi vältel, võib kasutada mõne-
võrra lihtsamat valemit
ni 1
( +
i)
C =
C+
C = α
C +
C (3.13)
aKJKjn1
( +
i) − 1
Aastased jooksevkulud e
tegevuskulud C koosnevad käidu- ja hoolde-
jkuludest C ning energiakadude maksumusest
C HWC =
C+
C (3.14)
jHWKui valemis (3.13) võtta arvesse ainult täiendava reaktiivvõimsuse allika pai-
galdamisega seotud kulud ja lugeda kompensaatori paigaldamisega seotud in-
vesteeringu võrdeliseks (
k ) tema võimsusega
Q , mis näiteks kondensaator-
0
Kpatareide puhul vastab üsna hästi tegelikkusele, siis saab valemi esitada kujul
C = α
k Q +
C +
PPW (3.15)
a0
KH([∆ τ −∆ τ
2
2
Q1
Q1
)+∆
K ]β
kus
P∆ ,
P∆ , τ , τ – tippkoormusele vastavad võrgu aktiivvõimsus-
1
2
Q1
2
Qkaod ja reaktiivvõimsuse edastamisest tingitud kaoajad vastavalt enne ja pä-
rast kompensaatori paigaldamist
W∆
– energiakaod kompensaatoris
Kβ – kaoenergia hind
Sageli jäetakse, eriti kondensaatorpatareide puhul, energiakaod kompenseeri-
misseadmes nende suhtelise väiksuse tõttu [Поспелов, 1978] arvestamata
( ∆
W≈ 0 ). Käidu- ja hooldekulud võidakse ka võtta mingi
osana (protsendi-
Kna) kapitalikuludest, seega võrdeliseks võimsusega
c Q . Valemi (3.15) saab
0
Ksiis kirjutada kujul
C = α
k Q +
c Q +
PP (3.16)
a0
KHK([∆ τ −∆ τ
2
2
Q1
Q1
)]β
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 65
Kui jätta arvestamata ka väike erinevus reaktiivvõimsuse edastamisest tingitud
kaoaegade vahel enne ja pärast kompensaatori paigaldamist τ
≈ τ
≈ τ ,
Q1
2
QQsaab tulemuse kujul
C = α
Q − δ
P τ
β
(3.17)
aKKQkus α on kompensaatori ekvivalentne investeeringu tegur, mis arvestab ka
Kkompensaatori käidu- ja hooldekulusid
α = α
k +
c (3.18)
K0
Hja
Pδ on täiendavast kompenseerimisest tingitud võimsuskao vähenemine
võrgus
Pδ =
P∆ −
P∆
(3.19)
1
2
Kuna praktikas on raske määrata reaktiivvõimsuse edastamisest tingitud kao-
aega τ , võib selle hinnata ligikaudselt [Поспелов, 1978] valemiga
Qτ = ( 8
0
1
· 0 4
−
T3
0
T (3.20)
QQ mQ mkus reaktiivvõimsuse tippkoormuse kasutusaeg
T määratakse aktiivvõimsu-
Q mse tippkoormuse kasutusaja
T järgi valemiga
mT8760
T (3.21)
Q mmPannes (2.11) valemisse (2.10), saab τ hindamiseks ligikaudse valemi kujul
Qτ = 7
0
T + 28 1
T (3.22)
Qmm 3.5. KOMPENSEERIMISE OTSTARBEKUSE HINDAMNE Pööramata esialgu tähelepanu elektrivõrgu suurest keerukusest tulenevatele
probleemidele, võib lihtsustatult ette kujutada, et võrku täiendava reaktiiv-
võimsuse kompenseerimisseadme paigaldamine on avaldisest (3.17) tulene-
valt otstarbekas, kui
Pδ τ β ≥ α
Q (3.23)
QKKmis tähendab, et kompenseerimisseadme
paigaldamisest saadav kasu (energia-
kadude maksumuse vähenemise arvelt) ei tohi olla väiksem sellega seotud ku-
ludest. Loomulikult lisandub sellele kompenseerimisseadme
paigaldamisel siin kajastamata pingekvaliteedi parenemise efekt.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 66
Võttes kasutusele aktiivvõimsuskadude suhtelise vähenemise mõiste
δ
Pη =
(3.24)
QKmida võib nimetada ka
aktiivvõimsuskao tundlikkuseks kompenseerimis-
võimsuse suhtes e
võimsuskao kompenseerimistundlikkuse
ks. See näitab
võrgu aktiivvõimsuskao suhtelist vähenemist mingisse võrgu sõlme reaktiiv-
võimsuse kompenseerimisseadme paigaldamise tulemusel. Pannes (3.24)
avaldisse (3.23), saab kompenseerimisseadme paigaldamise otstarbekuse tin-
gimuse kujul
η
Q τ β ≥ α
Q (3.25)
KQKKehk
η ≥
K (3.26)
τ β
Qehk kompenseerimisseadme ülespanek vaadeldavasse
i-ndasse
sõlme on ma-
janduslikult õigustatud, kui võrgu võimsuskao tundlikkus selle sõlme kom-
penseerimisvõimsuse suhtes on suurem tema piirsuurusest η :
0
η ≥ η η =
K (3.27)
i0
0
τ β
QKuigi piirsuuruse η väärtus on rangelt võttes võrgu iga sõlme jaoks erinev,
0
võib avaldisse (3.27) kuuluvate elementide sisu analüüsides jõuda seisukoha-
le, et ligikaudselt võib arengu planeerimise ülesandes lugeda η väärtuse sa-
0
maks kogu vaadeldavas elektrivõrgus [Поспелов, 1978].
Vaadeldava sõlme kompenseerimistundlikkuse saab põhimõtteliselt määrata
võrgu püsitalitluse arvutusega. Selleks sobib näiteks kasutada talitluse opti-
meerimisplokiga püsitalitluse arvutusprogrammi. Seda on suhteliselt lihtne
kasutada olemasoleva võrgu kompenseerimisküsimuste analüüsimisel, kuna
andmebaas on olemas ning võrgu õige ja kitsendusi
arvestava talituse tagab
programm automaatselt. Kompenseerimisseadme lisamist vaadeldavasse sõl-
me saab modelleerida sõlme reaktiivkoormuse vastava vähendamisega
Q∆
ivõrra ja talitluse arvutustulemusest saab leida sellele vastava võrgu aktiiv-
võimsuskao vähenemise ∆
Pδ . Sõlmele vastav võrgu aktiivvõimsuskao kom-
ipenseerimistundlikkus on siis analoogselt (3.24)
∆ δ
P iη =
(3.28)
i∆
Q iELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 67
3.6. REAKTIIVVÕIMSUSE KOMPENSEERIMISÜLESANDE HIERARHIA Kompenseerimisseadmete optimaalse paigutuse ülesanne peaks võimaldama
määrata nende summaarse võimsuse ja ka jagunemise võimalike paigaldus-
kohtade vahel kogu elektrisüsteemis.
Kui ülekandevõrgul võib olla sadu sõlmi, siis igast sõlmest toidetakse oma-
korda üsna suure sõlmede arvuga jaotusvõrke. Kompenseerimisseadmete pai-
gutuse ülesanne kogu elektrisüsteemi võrkudes peaks üldjuhul seisnema nende
seadmete optimaalse võimsuse määramises igas võimalikus sõlmes.
Samal ajal tuleb arvestada, et pinged on suuresti sõltuvad reaktiivvõimsusest.
Pinget reguleeritakse aga põhiliselt koormatult reguleeritavate trafodega toite-
alajaamades. Saadakse ülesanne, milles tuleb samal ajal lahendada reaktiiv-
võimsuse kompenseerimise ja pinge reguleerimise probleem. See on äärmiselt
keerukas kompleksse optimeerimise ülesanne, mille praktiline lahendamine
nõuab süsteemset lähenemist – ülesande ligikaudset lahendamist osade kaupa.
Seejuures jäetakse vaatluse alt välja reaktiivvõimsuse ja aktiivvõimsuse vahe-
lise sõltuvuse probleem. Eeldatakse, et aktiivvõimsuste optimaalse talitlusega
seotud probleemid on reaktiivvõimsustest sõltumatult enne
lahendatud .
Seega on reaktiivvõimsuse ratsionaalse kompenseerimise ülesanne tegelikult
kogu elektrisüsteemi üldine, kõiki hierarhianivoosid
haarav , otsitavate para-
meetrite tohutu hulga ja seetõttu väga suure mahu ja keerukusega ülesanne.
Kogu selle tervikliku ja kõiki pingenivoosid haarava ülesande koos lahen-
damine pole praktiliselt reaalne.
Eesti elektrivõrk jaguneb vastavalt kahele eraldi äriüksusele kaheks osaks põ-
hi- ja jaotusvõrguks. Vastavalt sellele tuleb ka reaktiivvõimsuse kompensee-
rimise huvisid püüda mõistlikult lahutada ja samas koordineerida. Suurel mää-
ral eraldi toimub nende võrkude juhtimine, arenguplaanide ja projektide koos-
tamine, sealhulgas reaktiivvõimsuse kompenseerimisega seotud küsimuste la-
hendamine . Samal ajal peavad reaktiivvõimsuste bilansid põhi ja jaotusvõrgu
piiril olema
arukalt koordineeritud.
Tegelikult tuleb vaadelda reaktiivvõimsuste kompenseerimist kolmel hierar-
hianivool:
•
ülikõrgepingeline ja suhteliselt pikkade liinidega
süsteemivõrk (330
ja võib-olla 220 kV)
•
ülekandevõrk (110 ja võib-olla 220 kV)
•
jaotusvõrk ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 68
Üldtuntud on juba ammune seisukoht, et reaktiivvõimsuse edastamine süs-
teemivõrgu liinides on ebaökonoomne.
Hiljuti Lundi ja Kaunase Tehnikaüli-
koolide ühistööna valminud uurimistöö tulemused [Staniulis ... 2002], mis põ-
hinevad Rootsi üldistatud elektrivõrgu analüüsil, näitavad samuti, et 440 kV
võrgust 130 kV võrku reaktiivvõimsuse ülekandmine on majanduslikult eba-
otstarbekas. Seetõttu tuleks vaadelda süsteemivõrku
muust võrgust eraldi ja
kogu reaktiivvõimsuse kompenseerimise ülesanne sellel tasandil teenib ainult
reaktiivvõimsusvoogude minimeerimise ja lubatavate pingenivoode kindlus-
tamise huve.
Ülekandevõrgu vaatlemisel võib osutuda otstarbekaks eraldada silmusvõrgust
radiaalsete võrguosade ülesandeid.
Avatuna talitlevat jaotusvõrku saab vaadelda üksikute alaosadena.
Kui
süsteemivõrgu kompenseerimist saab vaadelda teatava tinglikkusega
praktiliselt sõltumatult muust võrgust, siis (joonis 3.2) näites peaks kindlusta-
ma süsteemivõrgus summaarse kompenseerimise
Q ja ülekandevõrgus
K SQ nii, et
Q≈
Q ≈
Q ≈ 0 . Siis ülejäänud võrgu (ülekande- ja jaotus-
K ÜS 1
S 2
S 3
võrgu) kompenseerimisseadmete summaarse võimsuse ja optimaalse paigutu-
se ülesannet võib teoreetiliselt vaadelda kahe sõltuva nivooga ülesandena
[Tiigimägi, 1997]. Nivoode kaupa lahendamist alustatakse tavaliselt kõrge-
malt nivoolt: lahendatakse reaktiivvõimsuste optimaalse jaotuse ülesanne üle-
kandevõrgus ning seejärel jaotusvõrkudes. Siin tõlgendatakse jaotusvõrkudena
ülekandealajaamadest toidetavaid jaotusvõrgu omavahel sõltumatuid osi.
SÜSTEEMIVÕRK 330 kV
QK SQ =
QQQQSS iS 1
S 2
S 3
i ÜLEKANDEVÕRK 110 kV
QKÜ1
2
jQÜ1
QQÜ 2
Ü jQ =
QÜÜ jjJaotusvõrk
QjK jQj Joonis 3.2. Reaktiivvõimsused elektrivõrkudes ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 69
Ülesande lahendamise
eelduseks ülemisel nivool (ülekandevõrgus) on kõige-
pealt jaotusvõrkude ekvivalenteerimine ülekandevõrgu sõlmedes. See tähen-
dab kõigile jaotusvõrkudele ekvivalentsete karakteristikute (näiteks ekviva-
lentsed võimsuskao tundlikkuse sõltuvused jaotusvõrgu summaarsest kompen-
seeritavast võimsusest) eelnevat koostamist. See on üsna suur ja tülikas töö.
Siis võidakse lahendada ülesanne, mille tulemusena määratakse kindlaks süs-
teemist ülekandevõrgu kaudu maksimaalkoormusel jaotusvõrkudesse antav
optimaalne reaktiivvõimsus
Q , mis tuleb jaotada optimaalselt ülekandevõrgu
Ü(jaotusvõrke toitvate) alajaamade vahel (joonis 3.2). Sellise ülesande lahenda-
miseks on vaja vastavat optimeerimismeetodil põhinevat arvutiprogrammi.
Edasi saab leida igast alajaamast
j toidetavas jaotusvõrgus vajaliku sum-
maarse kompensaatorite võimsuse
Q selle võrgu summaarse reaktiivkoor-
K jmuse
Q ja
põhivõrgust
antava
reaktiivvõimsuse
Q vahena
jÜ jQ=
Q −
Q .
K jjÜ jKuna kahenivoolise ülesande lahendamine (
optimeerimine ) on keerukas ja te-
kitab praktikas väga suuri probleeme, siis kasutatakse sageli ka üsna lihtsat
meetodit, mille puhul määratakse algul kindlaks põhivõrgu alajaamadele üht-
ne nn tasakaalustatud
võimsusteguri tanϕ väärtus. Seda tuleb siis tõlgendada
Bkui tehnikapoliitikaga kehtestatud nõuet, mille peavad jaotusvõrgud reaktiiv-
võimsuse omapoolse kompenseerimisega kindlustama.
Edasi leitakse
igasse jaotusvõrku paigaldatavate kompensaatorite summaarne
võimsus valemiga
Q=
Q −
Q =
P tan ϕ −
P tan ϕ =
P tan ϕ − tan ϕ
(3.29)
K jjjBjjjBj (
jB )
Sünkroonkompensaatorite valik ja
paigutus on ülekandevõrgu (või süsteemi-
võrgu) ülesanne ja see lahendatakse ülemise nivoo optimeerimisarvutuste käi-
gus.
Alumise nivoo ülesandes tuleb lahendada kompenseerimisseadmete paigutus
jaotusvõrkudes. Jaotusvõrkudes kasutatakse reaktiivvõimsuse kompensaato-
ritena enamasti kondensaatorpatareisid.
Ka reaktiivvõimsuse kompensaatorite optimaalne paigutus jaotusvõrgus on
keerukas optimeerimisülesanne, mille käigus tuleb minimeerida summaarseid
kulusid, mis koosnevad kuludest kompensaatoritele endile, ja energiakadudele
võrgus. Lihtsuse mõttes loetakse kondensaatorpatareide summaarse etteantud
võimsuse
Q puhul investeeringute ja käidu ning hooldega seotud kulud tihti
K jsõltumatuks kompenseeriva võimsuse jagunemisest jaotusvõrgu sõlmede va-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 70
hel. Sel juhul jääb optimaalsuse kriteeriumiks võrgu energiakadude
miini -
mum. Kuna energiakadusid põhjustavad aktiivvõimsuskaod võrgu harudes
koosnevad aktiivkoormust ja reaktiivkoormust sisaldavatest liidetavatest
P 2 +
Q 2
P 2
Q 2
P∆ =
R =
R +
R =
P∆
+
P∆
(3.30)
PQU 2
U 2
U 2
sõltub kompensaatorite paiknemisest praktiliselt ainult teine liidetav
P∆ . Sel
Qjuhul taandub ülesande lahendamine kitsendusteta käsitlusel
sihifunktsiooni ekstreemumi leidmisele
min
A∆
P∆
t( ) = min
A∆
QK
Q (3.31)
Q (
QQ (
K1
K n )
Kahjuks ei võimalda ülesande selline
triviaalne püstitus lahendada korrektselt
kompensaatorite paigaldamise probleemi jaotustrafo ülem- või alampinge
poolel. Kondensaatorpatareist võib küll alampinge poolel olla suurem kasu,
kuna sellega kaasneb suurem efekt kadude osas, kuid kondensaatori ühiku
maksumus kõrgemal pinge on väiksem, mida see metoodika ei arvesta.
Sageli osutub linna- ja maavõrkudes otstarbekaks kompenseerida reaktiiv-
võimsus peaaegu täies ulatuses.
Kuna kondensaatorpatareide võimsused on standardsed, pole neid otstarbekas
paigaldada kõikidesse väiksematesse jaotusalajaamadesse. Sel juhul tuleb
alustada alajaamadest, kus on probleeme pingega (kus pinge
tsentraalne regu-
leerimine toitealajaamas ei taga tarbijaile vajalikku pingenivood).
Elektrivõrgu pingeprobleemide lahendamisel võib juhtuda, et konkreetse tar-
bija koormusgraafik erineb oluliselt võrgu summaarsest koormusgraafikust ja
ühine tsentraalne pinge reguleerimine toitealajaamas ei rahulda tarbijat. Ka sel
juhul on võimalik lahendada olukorda reaktiivvõimsuse eraldi reguleerimisega
(kompenseerimisega) selle tarbija juures. Lahendus põhineb pingekao muut-
misel reaktiivvõimsuse reguleerimise teel
PR + (
Q −
QK )
XU =
U −
U∆ =
U −
(3.32)
0
0
UPinge reguleerimise konkreetsemad küsimused kuuluvad võrgutalitluse juhti-
mise valdkonda.
Tarbijate konkreetne stimuleerimine ja reaktiivvõimsuse kompenseerimise
motivatsiooni loomine saab praktikas toimuda elektritariifide kaudu. Seega on
reaktiivvõimsuse kompenseerimine tihedalt seotud reaktiivenergia tariifidega.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 71
3.7. ARVUTUSTEHNIKA KASUTAMISEST ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMISEL Keerukate elektrivõrkude arengu planeerimine vastavalt tänapäeva nõuetele
on mõeldamatu ilma arvutustehnika ulatusliku rakendamiseta. Vaja on luua
ulatuslik andmebaas võrgu ja tema elementide parameetrite, koormusandmete,
genereerivate allikate, majanduslike näitajate jms säilitamiseks ning töötle-
miseks erinevate arenguvariantide jaoks ja erinevate võimalike arengu-
stsenaariumide puhul.
Et hinnata arenguvariantide vastavust tehnilistele kitsendustele, on vaja soori-
tada mahukaid püsitalitluse
arvutusi erinevatel koormustingimustel, analüüsi-
da võrreldavate skeemide staatilist ja dünaamilist stabiilsust ning talitluskind-
lust, arvutada kaod võrkudes, optimeerida võrku mitmesuguste parameetrite
järgi, hinnata lühisvoolude
nivood jms. Kõike seda on võimalik teha ainult
vastavate võrgu talitluse analüüsi ja optimeerimise arvutiprogrammide abil.
Tänapäeval on saadaval suur hulk mitmesuguseid elektrisüsteemide talitluse
arvutuse ja optimeerimise programmipakette, nagu näiteks
EDSA – Profes-
sional Power System Design & Analysis (EDSA Micro Corporation , USA
Unitech Power Systems, EDSA Europe ),
TRANSMISSION 2000, (
Common-
wealth Associates, Inc.),
PST – Power System Toolbox (
Cherry Tree Scientific
Software),
ETAP (
Power Station Operation Technology, Inc.),
CYME (
CYME International, Inc.),
DIgSILENT (Saksa erafirma),
SIMPOW –
Power System Simulation & Analysis (ABB Power Systems),
PCFLO (
University of Texas ),
PSS/E (
Power Technologies, Inc.),
Po WeRWORLD (
PowerWorld Corporation) jpt.
Üheks jõulisemaks ja maailmas enamlevinuks on programmipakett
PSS/E
koos
mooduliga
PSS/OPF, mis on kasutusel ka EE Põhivõrgus. Programmi-
pakett PSS/E oli 1998. a kasutusel rohkem, kui 460 firmas (Euroopas 85,
Aasias 56, USA-s, Kanadas 225, Aafrikas 23, Austraalia 24), s.h Lätis, Lee-
dus, DC Baltija, Soomes, Rootsis, Norras, Venemaal,
Taanis jm.
Programmipakett PSS/E –
Power System Simulator for Engineering– on
USA firma
Power Technologies, Inc (PTI) välja töötatud ulatuslik
program -
mide ja struktureeritud andmefailide süsteem
ülekandesüsteemide talitluse
imiteerimiseks, analüüsiks ja optimeerimiseks.
PSS/E põhifunktsioonideks on:
•
Andmetöötlus •
Püsiseisundi arvutus ja sellega seotud analüüsid
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 72
• Võrgu
manipuleerimine (s.h
talitluskindluse ja
tundlikkuse analüüs)
• Võrgu
ekvivalenteerimine •
Dünaamiline imiteerimine
• Sümmeetriliste ja asümmeetriliste
rikete analüüs •
Lülituste analüüs
Programmipakett PSS/E on efektiivseks
vahendiks põhivõrgu arengu pla-
neerimisel ja projekteerimisel.
Püsiseisundi arvutustulemused võimaldavad hinnata analüüsitava arengu-
variandi vastavust termilistele, pingealastele ja staatilise stabiilsuse kitsen-
dustele. Põikjuhtivuste automaatne
häälestamine võimaldab hinnata reaktiiv-
võimsuse kompenseerimisseadmete vajadust ja suurust.
Võrgu manipuleerimise
toimingud võimaldavad lihtsalt teisendada analüüsi-
tavat varianti elementide lisamise või eemaldamise või nende parameetrite
muutmise teel (tagamaks nt, et ülalmainitud kitsendused oleksid rahuldatud),
analüüsida erinevaid koormusstsenaariume ning uurida vabade võimsuste
määra põhivõrgu sõlmedes.
Häiringute analüüsi toimingud võimaldavad efektiivselt analüüsida vaadelda-
va võrguvariandi talitluskindlust.
Võrgu ekvivalenteerimistoimingud võimaldavad ekvivalenteerida naaber-
süsteeme 330 kV võrgu variantide analüüsil.
Dünaamiline imiteerimine võimaldab hinnata vaadeldava arenguvariandi dü-
naamilist stabiilsust.
Rikete analüüs võimaldab hinnata lühisvoolude nivood analüüsitavas võrgu-
variandis .
Moodul PSSE/OPF on eelkõige efektiivne vahend elektrisüsteemi talitluse
operatiivjuhtimisel ja -planeerimisel. Siiski võib teda kasutada ka arengu pla-
neerimisel, et optimeerida põikkondensaatoreid ja -reaktoreid ja/või staatilisi
reaktiivvõimsuskompensaatoreid, minimeerides analüüsitava võrgu summaar-
seid kadusid.
Eesti Energia AS-i Jaotusvõrgus toimub programmipaketi
Xpower juurutami-
ne ja temale vajalike andmebaaside koostamine.
Programmipakett Xpower on
elektrivõrgu ruumiline infosüsteem elektri-
ettevõttele eelkõige jaotusvõrkude ohjamiseks, kuigi ta sobib kõigi pinge-
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 73
astmete nii jaotus- kui ülekandevõrkudele. Programmipaketi eesmärgiks on
abistada jaotusvõrgu töötajaid nende igapäevatöös järgmistes valdkondades:
• olemasoleva võrgu
dokumenteerimine • võrgu käit – jaotusvõrgu ohjesüsteem SCADA süsteemi reaalajas
liidese -
ga
• võrgu hooldamine ja remont
• investeeringute kavandamine olemasolevasse ja uude võrku (võrgu arengu
ja ehituse planeerimine)
Xpower-i
tuumikuks on standardses
formaadis võrgu andmebaas, mis sisal-
dab kogu graafilist ja tähelis-numbrilist infot võrgu kohta ja mida kasutavad
programmipaketi rakendusmoodulid. Kuigi Xpower sisaldab spetsiaalset pla-
neerimise moodulit – tehnilis-majanduslik planeerimine – on võrgu arengu
planeerimise seisukohalt vajalikud ja kasulikud kõik rakendusmoodulid.
Tehnilis-majandusliku planeerimise moodul on mõeldud majanduslikult
optimaalse ja tehnilisi kitsendusi rahuldava võrgu planeerimiseks. Kasutaja
võib määrata planeerimisperioodi pikkuse (1-30 aastat) ja rakendatava
intres -
simäära. Võimalik on kasutada planeerimisperioodi iga aasta jaoks tarbimise
erinevat kasvumäära. Moodul arvutab võrgu ehitusega seotud kulud. Võim-
suste jagunemise ja kadude arvutamiseks ning tehniliste kitsenduste täidetuse
kontrolliks planeerimisperioodi igal aastal kasutab moodul võrguarvutuse
moodulit. Kulude võrdlemiseks ajaldatakse nad nüüdisväärtusteks.
Planeerimine seisneb planeerija poolt koostatud plaanivariantide tehniliste ja
majanduslike näitajate ning
variandiga seotud kogukulude nüüdisväärtuste ar-
vutamises. Parima plaanivariandi valik toimub variantide kogukulude nüüdis-
väärtuste võrdlemise teel kasutaja poolt.
Kokkuvõttes on Xpower efektiivne
abivahend jaotusvõrgu planeerimisel, kuid
siiski ainult
abivahend – plaanivariantide koostamine ja parima plaani lõplik
valik on ikkagi planeerija ülesandeks.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi ELEKTRIVÕRKUDE PROJEKTEERIMINE 74
KIRJANDUS 1. Lakervi E.
Sähkönjakeluverkkojen suunnittelu. Otatieto Oy.
Helsinki ,
1996.
2. Pelissier R.
Les réseaux d’énerie electrique. Paris, Dunod, 1975.
3. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn R.E.
Spot Pricing of Electricity. Boston/Dordrecht/London, Kluwer Academic Press, 1988.
4. Staniulis R., Deksnys R., Samuelsson O. Exchange of Reactiv Power
Between National and Regional Networks – a
Comparative Case Study Using PowerWorld. Proceedings of
Nordic and
Baltic Workshop on
Power System. Tampere, 2002
5. Sullivan R. L. Power System Planning. McGraw-Hill, Inc., 1977.
6. Tiigimägi E. Elektrivõrgud. Tallinn, 1997
7. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л.
Модели оптимизации развития энергосистем. Москва, «Высшая школа», 1987.
8. Идельчик В.И.
Электрические системы и сети. Москва, 1989
9. Поспелов Г. Е. Проектирование электрических сетей и систем.
Минск, 1978
10.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М., Энргоатомиздат, 1985.
11.
Электротехнический справочник, т. 3, книга 1. Пройзводство и рас-пределение электрической энергии. М., Энргоатомиздат, 1988.
ELEKTRIRAJATISTE PROJEKTEERIMINE
© TTÜ elektroenergeetika instituut, Peeter Raesaar, Eeli Tiigimägi 
10 punkti
Autor soovib selle materjali allalaadimise eest saada 10 punkti.
~ 74 lehte
Lehekülgede arv dokumendis
2016-11-29
Kuupäev, millal dokument üles laeti
100 laadimist
Kokku alla laetud
0 arvamust
Teiste kasutajate poolt lisatud kommentaarid
pabloid
Õppematerjali autor
annaabi.ee 
Kõik kommentaarid