1 Проектування розвитку та аналіз усталених режимів електричної мережі 110 кВ

1.1 Вихідні дані для розробки проекту розвитку електричної мережі (варіант № б – 21)

Б

M 1:500000

Регіон  Херсонська обл

Середнемісячна температура повітря в осінне-зимовий сезон +5 ^оС

Коэфіцієнт попадания в максимум енергосистеми k_м = 1

Материал опор – ЗБ

Вузел	Sнб, МВА		Tнб.в, год/рік	сos		Sнм / Sнб, відн. од.		Категорії надійності споживачів %
	НН	СН		НН	СН	НН	СН	I	II	III
1	15	−	график	0,93	−	0,4	−	20	65	15
2	25	−	график	0,93	−	0,25	−	20	70	10
3	35	−	2900	0,93	−	0,4	−	20	65	15
4	10	15	4000	0,93	0,89	0,5	0,4	20	70	10
5	15	15	6100	0,93	0,89	0,4	0,5	20	65	15
6	17	−	5500	0,93	−	0,5	−	90	10	0
А	60			−		0,85		0,45	−	−

Вузел А: КЭС 110/330 кВ з блоками 4 x 200 + 3 x 320 МВт і автотрансформаторами зв'язку 2 x 200 МВА

Електричне навантаження вузлів 1, 2

100	90	80	70	60	50	40	65	75	85	95	100
100	85	70	55	40	25	30	45	60	75	90	100

1.2 Техніко-економічні розрахунки по вибору оптимального варіанта розвитку електричної мережі

На першому етапі проектування для заданого розташування джерел живлення і споживачів було намічено п'ять варіантів розвитку електричної мережі, що ґрунтуються на рекомендуючих нормами технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище (НТП ЕС) [1] схемах побудови електричних мереж різних номінальних напруг.

З намічених варіантів розвитку електричної мережі на підставі порівняння довжин ліній в одноланцюговому виконанні L', числа комірок вимикачів ВРП ВН ПС и ИП n_ком обрані два найбільш доцільних (L' и n_ком мають найменше значення), що підлягають більш докладному техніко-економічному порівнянню. Ці варіанти розвитку електричної мережі представлені на плакаті 1 графічної частини роботи.

Визначення потоків потужності в режимі річного максимуму електричного навантаження варіантів розвитку електричної мережі виконано по формулах, що базуються на законах Кірхгофа при допущеннях однорідності мереж, що розраховуються, відсутності втрат потужності в елементах мережі і рівності номінальній напрузі у вузлових крапках мережі. Визначення потоків потужності в характерних післяаварійних режимах (відключення головних ділянок) виконано при тих же допущеннях.

Отримані в розрахунках нормальних режимів значення потоків потужності дозволили обґрунтувати найвигіднішу номінальну напругу ліній варіантів розвитку електричної мережі. Значення потоків потужності в післяаварійних режимах дозволили визначити прийнятність обраних перетинів проводів і конфігурації варіантів розвитку електричної мережі в усталених режимах.

Обґрунтування найвигіднішої напруги проведено по формулі U_ек = 1000 / √(500 / L + 2500 / P), що дає задовільні результати для всієї шкали номінальних напруг змінного струму в діапазоні 35−1150 кВ [6]. Отримані значення номінальних напруг для обох варіантів розвитку електричної мережі дорівнюють 110 кв. Перетини проводів ліній варіантів развитку електричної мережі 110 кВ приймаются згідно вимог "Норм технологічного проектування повітряніх ліній електропередачі 0,38–750 кВ. Провода ліній електропередач 35–750 кВ" (НТП ПЛ) [7] та Правил улаштування електроустановок (ПУЕ−2009) [2], рівними 240 мм² для одноланцюгових участків і 2(240) мм² – для двухланцюгових.

Оцінка прийнятності обраних перетинів проводів і конфігурації варіантів розвитку електричної мережі у усталених режимах виконана по:

1) припустимим тривалим струмам навантажень (I_нб  I_доп', де I_нб – найбільший струм лінії в усталених режимах; I_доп – припустиме тривале струмове навантаження проводів лінії з урахуванням фактичної температури повітря в період річного максимуму електричного навантаження);

2) достатності регулювального діапазону трансформаторів із РПН

(U_нб  U_доп, де U_нб  найбільша втрата напруги в усталених режимах; U_доп  припустима втрата напруги в усталених режимах, регламентована напругою ДЖ, діапазоном РПН, відхиленнями напруги у споживачів).

Примітка. Оскільки потужність ДЖ достатня для покриття навантаження споживачів електричної мережі, то питання підтримки частоти в роботі не розглядалися і показниками якості електроенергії служили значення відхилення напруги у споживачів, забезпечувані, у першу чергу, регулюванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів із РПН.

Виконані розрахунки і перевірки показали, що варіанти розвитку електричної мережі в однаковій мірі задовольняють технічним вимогам, пропонованим до систем електропостачання: є взаємозамінними і забезпечують однаковий енергетичний ефект, тобто однакова корисна відпустка електроенергії споживачам при заданому режимі споживання (потужності навантаження).

Вибір остаточного варіанта розвитку електричної мережі проводився з урахуванням техніко-економічних вимог, що зводяться до досягнення найменшої вартості передачі електроенергії, тобто зниженню капітальних вкладень в об'єкти електричної мережі і зменшенню щорічних витрат на їхню експлуатацію.

Згідно [4], при зіставленні варіантів у задачах, яким не потрібне визначення загальної ефективності й у які доходи ідентичні у всіх варіантах, порівняльна ефективність може оцінюватися шляхом зіставлення витратної частини інтегрального ефекту (сумарних дисконтованных витрат) З_д.с.

Для статичних задач, у яких будівництво електричної мережі ведеться не більш одного року і поточних показників постійні протягом усього розрахункового періоду,

З_д.с = К_с + И_с' / Е_, (1.1)

де К_с – капітальні вкладення в електричну мережу, визначені за укрупненими показниками вартості елементів електричних мереж;

И_с' − річні витрати, що визначаються без обліку амортизаційних відрахувань на реновацію;

Е − реальна (чиста) норма дисконту, прийнята в розрахунках на перспективу рівної 0,1.

У свою чергу

К_с = К_л + К_п, (1.2)

де К_л и К_п – капітальні вкладення в лінії і ПС мережі;

И_с' = И_ор.с + И_Wс; (1.3)

И_ор.с = И_ор.л + И_ор.п; (1.4)

И_Wс = И_Wл + И_Wп; (1.5)

де И_ор.с, И_ор.л та И_ор.п – витрати на експлуатацію, що відповідають річним витратам на технічне обслуговування і ремонт мережі, ліній та ПС;

И_Wс, И_Wл та И_Wп – вартість втрат електроенергії в мережі, лініях та на ПС.

При виконанні розрахунків, зв'язаних з визначенням оптимального варіанта, варто враховувати тільки різні елементи і показники мережі. Так, при порівнянні варіантів мережі однієї номінальної напруги повинні враховуватися:

1) К_л та відповідні їм И_ор.л при різних трассах, длинах, числі ланцюгів ліній;

2) К_п та відповідні їм И_ор.п при різних схемах ВРП ВН ПС і різній кількості вімікачів ВРП СН ДЖ;

3) И_ΔWл ліній мережі, які слід враховувати при різних трассах, длинах, числі ланцюгів ліній.

При однаковому навантаженні вузлів мережі зіставлення варіантів здійснюється без обліку вартості втрат електроенергії на ПС. Тоді на основі формул (1.3)−(1.5) одержуємо:

И_с' = И_ор.л + И_ор.п + И_Wл. (1.6)

Всі економічні показники порівнюваних варіантів електричної мережі повинні визначаться по однакових джерелах у цінах одного рівня.

Для порівнянності результатів розрахунків витрати по варіантах мережі визначаються по одному джерелу [4].

При розрахунках, крім приведених раніше, використовуються наступні формули і величини.

Капітальні вкладення в лінії:

К_л = к₀  L; (1.7)

де к₀ – вартість спорудження 1 км лінії відповідної напруги, матеріалу опор, числу ланцюгів;

L – довжина лінії.

Вартість спорудження ПС мережі К_п приймаєтся по [4] в залежності від схеми ВРП ВН і співвідношення напруг на ПС.

Вартість комірок вимикачів ВРП СН ДЖ визначаються по формулі:

К_ДЖ = к_ком ∙ n_ком, (1.8)

где к_ком − вартість комірок вимикачів ВРП СН ДЖ, приймаєма по [4 в залежності від їх струму відключення;

n_яч − кількість комірок вимикачів ВРП СН ДЖ, враховуєма при поривнянні варіантів.

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній:

И_ор.л = α_ор.л  К_л, (1.9)

де α_ор.л – щорічні витрати на технічне обслуговування та ремонт ліній, у відн. од. вартості основних фондів по лініях мережі; для ліній 110 кВ α_ор.л = 0,012 [4].

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ:

И_ор.п = α_ор.п  К_п', (1.10)

де α_ор.п – щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ, в відн. од. вартості основних фондів по ПС і ИП; для ПС 110 кВ α_ор.п = 0,024 [4].

Вартість втрат електроенергії в лініях:

И_Wл = SW_л  β'; (1.11)

W_л = 3  n_лан  І_л²  R_л  τ_л  10⁻⁶, (1.12)

де n_лан – кількість ланцюгів лінії;

І_л – струм у лінії (на один ланцюг) у режимі максимуму електричного навантаження мережі;

R_л – активний опір лінії (на один ланцюг);

τ_л – річний час найбільших втрат у лінії; _л = f(Т_нб.л) може бути визначене по формулі:

 ≈ (0,124 + T_нб / 10⁴)² ∙ 8760; (1.13)

β' – питома вартість навантажувальних втрат у лініях, рівна середньому тарифові на електроенергію на вході в електричні мережі 110 (150) кВ і нижче;

β' = 4,0510⁻² грош. од./(МВтгод.) [4].

На основі приведених формул виконаний розрахунок техніко-економічних показників для ліній, ПС двох варіантів конфігурації електричної мережі.

Результати визначення оптимального варіанта розвитку електричної мережі заносяться в табл. 1.1.

Згідно з даними табл. 1.1 варіантові № 4 розвитку електричної мережі, відповідає умова мінімуму витратної частини інтегрального ефекту, тобто

З_д.с → min (1.14)

Примітка. При оформленні розділу бакалаврської роботи для перерахунку показників вартості з [4], наведених у тис. дол., до національної валюти використан коефіцієнт НБУ на час виконання розрахунків К_НБУ ≈ 8.

Таблиця 1.1  Визначення оптимального варіанту розвитку електричної мережі

Величина	Вариант 2	Вариант 4
Uном, кВ	110	110
∑Кл, тис. дол.	7371,8	7191,4
∑Кп', тис. дол.	5380	5280
Иор.л, тис. дол.	88,46	86,3
Иор.п, тис. дол.	129,12	126,72
ИDWл, тис. дол.	44,64	73,37
Кс, тис. дол.	12751,8	12471,4
Ис', тис. дол.	262,22	286,39
Е, відн. од.	0,1	0,1
Зд.c, тис. дол.	15374	15335,3

^*) на одну цепь