- •1. Проектування розвитку й аналіз усталених режимів електричної мережі 110 кВ
- •1.1 Техніко-економічні розрахунки на вибір оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.2 Аналіз усталених режимів оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •Продовження таблиці 1.5
- •1.3 Регулювання напруги в усталених режимах оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.4 Розрахунок показників надійності елементів схеми оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.5 Енергозберігаючий захід оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.6 Визначення основних техніко-економічних показників оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.7 Висновки по розділі
- •Список джерел інформації
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 kм = 1.0 відн. од.
Вузел |
Sнб. МВА |
Tнб. ч/год |
сosнб |
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 nком обрані два найбільш доцільних (L' и nком 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 ∑Qг > ∑Qп, 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 формуліUек = 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 (Iнб Iдоп'. де Iнб – найбільший струм лінії в усталених режимах; Iдоп – припустиме тривале струмове навантаження проводів лінії з урахуванням фактичної температури повітря в період річного максимуму електричного навантаження);
2) достатності регулювального діапазону трансформаторів із РПН (Uнб Uдоп. где Uнб найбільша втрата напруги в усталених режимах; Uдоп 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) Зд.с.
Для статичних задач, у яких будівництво електричної мережі ведеться не більш одного року і поточних показників постійні протягом усього розрахункового періоду.
Зд.с = Кс + Ис'/Е. (1.1)
де Кс – капітальні вкладення в електричну мережу, обумовлені за укрупненими показниками вартості елементів електричних мереж;
Ис' – 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
Кс = Кл + Кп. (1.2)
де Кл и Кп – капітальні вкладення в лінії і ПС мережі;
Ис' = Иор.с + ИWс; (1.3)
Иор.с = Иор.л + Иор.п; (1.4)
ИWс = ИWл + ИWп; (1.5)
де Иор.с. Иор.л и Иор.п – витрати на експлуатацію, що відповідають річним витратам на технічне обслуговування і ремонт мережі, ліній і ПС;
ИWс. ИWл и ИWп – 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) Кл і відповідні їм Иор.л при різних трасах, довжинах. числі ланцюгів, перетинах ліній;
2) Кору.в. Кпост і відповідні їм Иор.п при різних схемах ВРП ВН ПС і ДЖ і значеннях номінальних напруг ПС;
3) ИΔWл 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:
Ис′ = Иор.л + Иор.п + ИWл. (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:
Кл = коL; (1.7)
де ко – 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:
Кп′ = Кврп.в + Кпост. (1.8)
де Кврп.в – вартість спорудження ОРУ ВН ПС і ДЖ;
Кпост – постійна частина витрат по ПС.
Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній:
Иор.л = aор.лКл. (1.9)
де aор.л – щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній в відн.од. вартості основних фондів по лініях мережі; для ліній 110 кв aор.л = 0.012 [3].
Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ:
Иор.п = aор.пSКп'. (1.10)
де aор.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 aор.п = 0.024 [3].
Вартість втрат електроенергії в лініях:
ИWл = SWлb'; (1.11)
Wл = 3nцепІл2Rлtл10-6. (1.12)
де Іл – струм у лінії (на один ланцюг) у режимі максимуму електричного навантаження мережі;
Rл – активний опір лінії (на один ланцюг);
tл – річний час найбільших втрат у лінії; л = f(Тнб.л) може бути визначене по формулі:
≈ (0.124 + Tнб/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' = 4.0510-2 грош. од./(МВтгод.) [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
Зд.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 |
ИWл. 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 |