Регіон  Миколаїв M 1:500000

Район по швидкісних напорах вітру  III

Район по товщині стінки ожеледі  III

Середньомісячна температура повітря в осінньо-зимовий сезон  +5ºС

Коефіцієнт влучення в максимум енергосистеми k_м = 1.0 відн. од.

Вузел	Sнб. МВА		Tнб. ч/год	сosнб		Sнм /Sнб. о.е.		Категор. надійн. %
	НН	СН		НН	СН	НН	СН	I	II	III
1	7	10	граф	0.93	-	0.3	-	40	50	10
2	14	7	граф	0.93	-	0.45	-	30	60	10
3	12	-	3000	0.93	-	0.5	0.6	40	40	20
4	9	-	7000	0.93	0.89	0.3	0.4	20	60	20
5	8	-	5000	0.93	0.89	0.5	-	25	50	25
6	15.5	-	6000	0.93	-	0.5	-	20	80	0
А	30		-	0.85		0.45		-	-	-

Вузел 1	100	80	60	50	40	30	35	45	50	60	90	100
Вузел 2	100	70	80	70	60	50	45	50	65	85	90	100

А: КЕС 110-330 кВ с блоками 3x220 + 3x320 МВт з автотрансформаторами

2x125 МВА

1. Проектування розвитку й аналіз усталених режимів електричної мережі 110 кВ

1.1 Техніко-економічні розрахунки на вибір оптимального варіанта розвитку електричної мережі

Вихідні дані для розробки проекту розвитку системи електричної мережі приведені в бланку завдання.

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. Для обраних до подальшого розгляду варіантів складені баланси активної і реактивної потужностей з метою визначення необхідності установки пристроїв, що компенсують (КП), їхні потужності і розміщення в мережі. Оскільки розрахунками балансів установлено, що ∑Q_г > ∑Q_п, то додаткових джерел реактивної потужності в проектованій електричній мережі не потрібно.

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 і визначити перетин проводів 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 формуліU_ек = 1000/√(500/L + 2500/P). що дає задовільні результати для всієї шкали номінальних напруг змінного струму в діапазоні 35-1150 кВ [2]. Отримані значення номінальних напруг для обох варіантів розвитку електричної мережі рівні 110 кв. Перетину проводів ліній визначені методом економічних інтервалів. що є найбільш сучасним і точним при виборі перетинів ПЛ 35-750 кВ [2].

Оцінка прийнятності обраних перетинів проводів і конфігурації варіантів розвитку енергетичної системи 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. где 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 [3], 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 дисконтированных 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, обумовлені 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 и И_ор.п – витрати на експлуатацію, що відповідають річним витратам на технічне обслуговування і ремонт мережі, ліній і ПС;

И_Wс. И_Wл и И_Wп – вартість втрат електроенергії в мережі, лініях і 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 і відповідні їм И_ор.л при різних трасах, довжинах. числі ланцюгів, перетинах ліній;

2) К_ору.в. К_пост і відповідні їм И_ор.п при різних схемах ВРП ВН ПС і ДЖ і значеннях номінальних напруг ПС;

3) И_ΔWл усіх ліній мережі.

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 [2].

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

Капітальні вкладення в лінії:

К_л = к_оL; (1.7)

де к_о – вартість спорудження 1 км лінії відповідної напруги. матеріалу опор. району по ожеледі. перетину проводів;

L – довжина лінії.

Капітальні вкладення в елементи. що враховуються при порівнянні. ПС і ДЖ:

К_п′ = К_врп.в + К_пост. (1.8)

де К_врп.в – вартість спорудження ОРУ ВН ПС і ДЖ;

К_пост – постійна частина витрат по ПС.

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній:

И_ор.л = a_ор.лК_л. (1.9)

де a_ор.л – щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній в відн.од. вартості основних фондів по лініях мережі; для ліній 110 кв a_ор.л = 0.012 [3].

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ:

И_ор.п = a_ор.пSК_п'. (1.10)

де a_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 a_ор.п = 0.024 [3].

Вартість втрат електроенергії в лініях:

И_Wл = SW_лb'; (1.11)

W_л = 3n_цепІ_л²R_лt_л10^-6. (1.12)

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

R_л – активний опір лінії (на один ланцюг);

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

 ≈ (0.124 + T_нб/10⁴)²8760; (1.13)

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

b' = 4.0510^-2 грош. од./(МВтгод.) [3].

Результати визначення оптимального варіанта розвитку електричної мережі заносяться в табл. 1.1. Згідно з даними табл. 1.1 варіантові № 1 розвитку електричної мережі, відповідає умова мінімуму витратної частини інтегрального ефекту, тобто

З_д.с → min (1.14)

Таблиця 1.1 Визначення оптимального варіанта розвитку електричної мережі

Величина	Варіант №1	Варіант №2
Uном. кВ	110	110
åКл. грош. од.	3416.6	4187
åКп'. грош. од.	1902	1889
Иор.л. грош. од.	34.75	41
Иор.п. грош. од.	45.65	45.34
ИWл. грош. од.	97.01	29.15
Кс. грош. од.	4797.77	5305.6
Ис'. грош. од.	177.41	115.49
Е. відн. од	0.1
Зд.c. грош. од.	6571.87	6460.5