Développement de 4 options de configuration réseau. Conception du développement du réseau électrique. Conception d'un réseau local pour une agence pour l'emploi

L'architecture de réseau peut être comprise comme prenant en charge la conception ou l'infrastructure sous-jacente au fonctionnement du réseau. Cette infrastructure se compose de plusieurs composants principaux, en particulier la disposition ou la topologie du réseau, le câblage et les dispositifs de connexion - ponts, routeurs et commutateurs. Lors de la conception d'un réseau, il est nécessaire de prendre en compte chacune de ces ressources réseau et de déterminer quels outils spécifiques doivent être sélectionnés et comment ils doivent être distribués sur le réseau afin d'optimiser les performances, de simplifier la gestion des équipements et de laisser de la place pour une croissance future. Dans le projet de cours, vous devez créer votre configuration réseau en fonction d'une tâche spécifique. Réfléchissez aux problèmes à résoudre dans les sections du projet de cours.

Présentation

Dans l'introduction, il est nécessaire de noter la pertinence de la conception et de la mise en œuvre d'un réseau d'entreprise (CS) dans cette organisation. Quels sont les avantages de l'introduction de CS dans l'entreprise.

1. Le schéma des flux d'informations dans l'entreprise et le calcul du volume des flux entre départements.

Le schéma des flux d'informations est présenté sous la forme d'un diagramme (graphique), dans lequel les sommets des États reflètent les départements et arcs les flux d'informations.

Dans le premier chapitre, il est nécessaire de mener une analyse organisationnelle de la structure de l'entreprise (entreprise) - pour répartir les départements, les opérations dans les départements, les informations nécessaires pour les départements, le transfert d'informations entre les départements, les types d'informations, les volumes préliminaires d'échange d'informations. Nous distinguons les volumes de connexions prédominants entre les départements dans le schéma d'information, qui peuvent être pris en compte lors de la sélection et de l'analyse du canal de débit entre ces départements, qui reflètera les principaux flux d'informations dans le schéma. Nous déterminons comment le trafic est réparti entre les services du réseau. Le tableau 1.2 montre, par exemple, la quantité moyenne d'informations par jour ouvrable (8 heures) en Mo envoyées et reçues par les services de l'entreprise, ainsi qu'entre les services du centre et les agences. Il convient de noter que le trafic se compose des informations de travail réelles plus 10% des informations de service, nous tenons également compte (sous condition) que lors de la transmission d'informations sur le réseau, il augmente de 1,7 fois en raison d'un codage résistant au bruit.

Tableau 1.2

Les départements reçoivent des informations

les ministères envoient des informations

Σ ISH. INF.

Σ ENTRÉE. INF.

Inspection préalable à la conception de l'entreprise. Dans cette section, il est nécessaire de présenter les résultats d'une étude des flux d'informations internes et externes de l'entreprise qui devraient traiter les réseaux conçus (généralement sous la forme d'un histogramme de la charge horaire totale totale d'informations pendant le cycle économique (jour) de l'entreprise). L'histogramme doit se présenter sous la forme d'une affiche.

Selon le schéma structurel et organisationnel de l'entreprise, figure 1.1, a, pour chaque heure de travail, la charge d'informations de chaque connexion d'informations de chaque unité structurelle (département) de l'entreprise est déterminée.

La charge d'informations d'une connexion d'informations est déterminée par les résultats de l'analyse du flux de documents dans les deux sens entre cette unité et chaque unité qui lui est directement associée. Le support d'origine est considéré comme une feuille A4 standard contenant 2 000 caractères alphanumériques et espaces. Avec un codage 8 bits, la capacité d'information d'une telle feuille est E \u003d 200 * 8 \u003d 16000 bits.

La charge horaire d'informations d'une connexion organisationnelle est égale à:

où E est la capacité d'information de la feuille standard du document;

n1 est le nombre de feuilles arrivant à cette unité par heure;

n2 est le nombre de feuilles envoyées par ces unités par heure.

La charge horaire d'information des relations organisationnelles sera déterminée par la formule 1.1 pour tous les services de l'entreprise. Dans ce cas, les liens d'information avec les unités pour lesquelles le calcul a déjà été effectué ne sont pas pris en compte.

La charge d'information horaire totale de toutes les relations organisationnelles de l'entreprise est égale à:

(1.2)

où N est le nombre de relations organisationnelles dans le schéma d'entreprise.

L'histogramme, Fig. 4.1.b, montre la valeur INS pour chaque heure de travail et sélectionne la valeur INS maximale, max pour le jour ouvrable (cycle) de l'entreprise, qui est la valeur initiale pour déterminer la bande passante utile requise de la technologie sous-jacente du réseau conçu.

Le débit total du réseau CP est déterminé par la formule:

(1.3)

où k1 \u003d (1,1¸1,5) est le coefficient de prise en compte de la redondance de protocole de la pile de protocoles, mesuré dans un réseau pratique; pour la pile TCP / IP k1 "1.3;

k2 est le facteur de sécurité pour l'expansion future du réseau, généralement k2 »2.

Conception logique de l'avion. La structure logique de l'aéronef est déterminée (pour un LAN - sur la base des calculs du facteur de charge, pour un LAN - sur la base de l'analyse des flux d'informations externes); La structuration logique du LAN est effectuée et les technologies de réseau sont finalement sélectionnées; Le circuit logique de l'avion est en cours de développement.

Les calculs nécessaires pour le LAN sont effectués dans l'ordre suivant:

Déterminer le facteur de charge d'un réseau local non structuré:

(1.4)

où Max est la bande passante maximale de la technologie de réseau sous-jacente.

Vérification que les conditions de la charge autorisée sur le LAN (domaine de collision) sont remplies:

(1.5)

où - facteur de charge d'un réseau non structuré ou d'un domaine de collision - un segment LAN logique.

Remarque: Si les conditions (1.5) ne sont pas remplies, vous devez effectuer une structuration logique du LAN:

diviser séquentiellement le réseau en segments logiques (domaines de collision) selon Nl.s. ordinateurs dans chaque segment logique, vérifiant à chaque itération que la condition (1.5) est remplie:

Définition du trafic intergroupes et du trafic serveur:

Détermination du facteur de charge pour le trafic intergroupes et le trafic serveur:

(1.6)

Si la condition (1.6) n'est pas remplie, prenez la valeur Max pour l'échange intergroupes dans le réseau égale au type suivant de technologie de base en termes de productivité. Par exemple, pour Ethernet, Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, jusqu'à ce que la condition (1.6) soit satisfaite.

Agence fédérale pour l'éducation

Établissement d'enseignement public de l'enseignement professionnel supérieur

Université d'État d'Amur

(GOU VPO "AmSU")

Département de l'énergie

PROJET DE COURS

sujet: Conception d'un réseau électrique de quartier

systèmes et réseaux électriques

Interprète

élève du groupe 5402

A.V. Kravtsov

Superviseur

N.V. Savina

Blagoveshchensk 2010

Présentation

1. Caractéristiques de la zone de conception du réseau électrique

1.1 Analyse des sources d'énergie

1.2 Caractéristiques des consommateurs

1.3 Caractéristiques des conditions climatiques et géographiques

2. Calcul et prédiction des caractéristiques de probabilité

2.1 Procédure de calcul des caractéristiques de probabilité

3. Développement d'options possibles pour le schéma et leur analyse

3.1 le développement de configurations possibles du réseau électrique et la sélection de concurrents

3.2 Analyse détaillée des options concurrentielles

4. Le choix du meilleur réseau électrique du circuit optionnel

4.1 Algorithme de calcul des coûts réduits

4.2 Comparaison des options concurrentielles

5. Calcul et analyse des états stationnaires

5.1 Calcul manuel du mode maximum

5.2 Calcul du maximum, minimum et après urgence et régime sur PVC

5.3 Analyse en régime permanent

6. Régulation des flux de tension et de puissance réactive dans la version adoptée du réseau

6.1 Méthodes de contrôle de la tension

6.2 Régulation de la tension aux postes inférieurs

7. Déterminer le coût de l'énergie électrique

Conclusion

Liste des sources utilisées

INTRODUCTION

L'industrie de l'énergie électrique de la Fédération de Russie a été réformée il y a quelque temps. Il s'agit d'une conséquence des nouvelles tendances de développement dans tous les secteurs.

Les principaux objectifs de la réforme de l'industrie électrique de la Fédération de Russie sont les suivants:

1. Soutien aux ressources et aux infrastructures de la croissance économique, tout en augmentant l'efficacité de l'industrie de l'énergie électrique;

2. Assurer la sécurité énergétique de l'Etat, prévenir une éventuelle crise énergétique;

3. Amélioration de la compétitivité de l'économie russe sur le marché étranger.

Les principales tâches de la réforme de l'industrie de l'énergie électrique de la Fédération de Russie sont les suivantes:

1. Création de marchés de l'électricité compétitifs dans toutes les régions de la Russie où l'organisation de ces marchés est techniquement possible;

2. Créer un mécanisme efficace pour réduire les coûts de production (production), de transport et de distribution d'électricité et améliorer la situation financière des organisations de l'industrie;

3. Stimuler la conservation de l'énergie dans tous les domaines de l'économie;

4. Créer des conditions favorables à la construction et à l'exploitation de nouvelles capacités de production (production) et de transport d'électricité;

5. Élimination progressive de l'interfinancement de diverses régions du pays et groupes de consommateurs d'électricité;

6. Créer un système de soutien aux pauvres;

7. Préservation et développement d'une infrastructure unifiée de l'industrie de l'énergie électrique, y compris les réseaux interurbains et le contrôle des répartitions;

8. Démonopolisation du marché du combustible pour les centrales thermiques;

9. Créer un cadre réglementaire pour réformer l'industrie, réguler son fonctionnement dans les nouvelles conditions économiques;

10. Réformer le système de réglementation, de gestion et de surveillance de l'État dans le secteur de l'énergie électrique.

En Extrême-Orient, après la réforme, la répartition s'est faite par type d'activité: les activités de production, de transmission et de commercialisation ont été singularisées dans des sociétés distinctes. De plus, la transmission d'énergie électrique à une tension de 220 kV et plus est effectuée par JSC FGC, et à une tension de 110 kV et moins, JSC "DRSK". Ainsi, lors de la conception, le niveau de tension (point de connexion) déterminera l'organisation, qui devra à l'avenir demander des spécifications techniques pour la connexion.

Le but de ce KP est de concevoir un réseau électrique de quartier pour une alimentation électrique fiable des consommateurs donnée dans la mission de conception

Atteindre l'objectif nécessite les tâches suivantes:

· Options de mise en réseau

· Choix du schéma de réseau optimal

· Sélection des tableaux HV et LV

· Calcul de la comparaison économique des options de réseau

· Calcul des modes électriques

1. CARACTÉRISTIQUE DE LA ZONE DE CONCEPTION DE RÉSEAU ÉLECTRIQUE

1.1 Analyse des sources d'énergie

Comme les sources d'alimentation (IP) dans la tâche sont définies: TPP et URP.

Dans le territoire de Khabarovsk, les principaux IE sont les centrales thermiques. Directement dans la ville de Khabarovsk se trouvent les Khabarovsk CHPP-1 et CHP-3, et dans le nord du territoire de Khabarovsk il y a CHP-1, CHP-2, Maiskaya TPP (MGRES), Amur TPP. Tous les CHPP désignés ont des bus de 110 kV, et le CHPP-3 a également des bus de 220 kV. MGRES fonctionne uniquement sur les bus 35 kV

À Khabarovsk, KhTETs-1 - la plus ancienne (mise en service de la plupart des turbines - 60s - 70s du siècle dernier) est située dans la partie sud de la ville, dans le quartier industriel, KhTETs-3 - dans le district nord, non loin de KhNPZ .

Khabarovskaya CHPP-3 - le nouveau CHPP a les indicateurs techniques et économiques les plus élevés parmi les CHPP du système électrique et les UES de l'Est. La quatrième unité TPP (T-180) a été mise en service en décembre 2006, après quoi la puissance installée de la centrale a atteint 720 MW.

L'une des sous-stations 220/110 kV ou une grande sous-station 110/35 kV, en fonction de la tension rationnelle pour l'option de réseau sélectionnée, peut être considérée comme une URP. La sous-station 220/110 kV dans le territoire de Khabarovsk comprend: la sous-station Khekhtsir, la sous-station RC, la sous-station Knyazevolklanka, la sous-station Urgal, la sous-station Start, la sous-station Parus, etc.

Nous accepterons conditionnellement que le TPB-3 de Khabarovsk soit accepté comme TPP, et le poste de Khekhtsir sera accepté comme URP.

L'appareillage extérieur 110 kV KhTETs-3 a été conçu selon le schéma de deux systèmes de bus fonctionnant avec une dérivation et un commutateur de section, et à la sous-station de Khekhtsir, un système de bus partitionné fonctionnel avec une dérivation.

1.2 Caractéristiques des consommateurs

Dans le territoire de Khabarovsk, la plus grande partie des consommateurs est concentrée dans les grandes villes. Par conséquent, lors du calcul des caractéristiques probabilistes à l'aide du programme "Calcul de réseau", le ratio de consommation indiqué dans le tableau 1.1 est accepté.

Tableau 1.1 - Caractéristiques de la structure des consommateurs dans le PS conçu

1.3 Caractéristiques des conditions climatiques et géographiques

Le territoire de Khabarovsk est l'une des plus grandes régions de la Fédération de Russie. Sa superficie est de 788,6 milliers de kilomètres carrés, ce qui représente 4,5% du territoire de la Russie et 12,7% de la région économique d'Extrême-Orient. Le territoire du territoire de Khabarovsk est situé sous la forme d'une bande étroite à la périphérie orientale de l'Asie. À l'ouest, la frontière part de l'Amour et se tortille fortement, va vers le nord, d'abord le long des éperons ouest de la crête Bureinsky, puis le long des éperons ouest de la crête Turan, des crêtes Ezoy et Yam-Alin, le long des crêtes Dzhagdy et Dzhug-Dyr. De plus, la frontière, traversant la chaîne de Stanovoi, longe le bassin supérieur des fleuves May et Uchur, au nord-ouest le long des chaînes de Ket-Kap et Oleg-Itabyt, et au nord-est le long de la crête de Suntar-Khayat.

La partie prédominante du territoire a un relief montagneux. Les espaces simples occupent une partie beaucoup plus petite et s'étendent principalement le long des bassins des fleuves Amur, Tugur, Uda, Amguni.

Le climat est de mousson tempérée, avec des hivers froids et peu neigeux et des étés chauds et humides. Température moyenne en janvier: de -22 ° C au sud, à -40 degrés au nord, sur la côte de -15 à -25 ° C; Juillet: de +11 о С - dans la partie côtière, à +21 о С dans les régions intérieures et méridionales. Les précipitations tombent chaque année de 400 mm au nord à 800 mm au sud et 1000 mm sur les pentes orientales de Sikhote-Alin. La saison de croissance dans le sud de la région est de 170 à 180 jours. Le pergélisol est répandu dans le nord.

Le territoire de Khabarovsk appartient à la région III sur la glace

2. CALCUL ET PRÉVISION DES CARACTÉRISTIQUES PROBABILISTIQUES

Dans cette section, le calcul des caractéristiques de probabilité nécessaires pour la sélection de l'équipement principal du réseau conçu et le calcul de la puissance et des pertes d'énergie est effectué.

Comme données initiales, des informations sont utilisées sur la capacité installée des sous-stations et les schémas de charge typiques des consommateurs typiques d'énergie électrique.

2.1 Procédure de calcul des caractéristiques de probabilité

Le calcul des caractéristiques probabilistes est effectué à l'aide du programme "Network Calculation". Ce progiciel simplifie la tâche de recherche des caractéristiques nécessaires au calcul. En définissant comme données initiales uniquement la puissance active maximale, le type de consommateurs et leur rapport en pourcentage au poste, nous obtenons les caractéristiques probabilistes nécessaires. Les types de consommateurs d'électricité acceptés sont indiqués dans le tableau 1.1.

Nous allons montrer l'algorithme de calcul qualitativement. Par exemple, nous utiliserons les données sur PS A.

Détermination de la puissance PS moyenne pour la période actuelle

Le calcul pour l'été est similaire au calcul pour l'hiver, nous ne montrons donc le calcul que pour l'hiver.

où, est la charge à une heure du jour en été et en hiver, respectivement;

- le nombre d'heures d'utilisation de cette charge sur le PS

Du "calcul du réseau" nous obtenons pour le poste A MW. MVAR

Détermination de la puissance PS effective pour la période actuelle

Par PS A, nous obtenons

MW, MVAr

Détermination de la puissance moyenne prédite

En utilisant la formule d'intérêt composé, nous déterminons la puissance moyenne prédite.

où est la capacité moyenne de l'année en cours;

Augmentation relative de la charge électrique (pour AO \u003d 3,2%);

L'année pour laquelle la charge électrique est déterminée;

L'année du compte à rebours (la première de la période considérée).

Détermination de la puissance maximale prévue PS

où est la puissance moyenne de la sous-station;

Coefficient d'élève;

Facteur de forme.

(2.5)

Le facteur de forme pour le graphique actuel et prévu restera le même, car les valeurs des caractéristiques de probabilité changent proportionnellement.

Ainsi, nous avons obtenu la puissance prédite installée de la sous-station. De plus, en utilisant le «calcul de réseau», nous obtenons toutes les autres caractéristiques probabilistes.

Il est nécessaire de faire attention au fait que la puissance maximale installée de l'ensemble du «calcul du réseau» s'avère parfois supérieure à ce que nous avons fixé. ce qui n'est pas physiquement possible. Cela est dû au fait que lors de la rédaction du programme "Calcul de réseau", le coefficient étudiant a été adopté à 1,96. Cela correspond à plus de consommateurs, ce que nous n'avons pas.

Analyse des caractéristiques probabilistes obtenues

Selon les données de «Network Calculation», nous obtenons les capacités actives des nœuds qui nous intéressent. En utilisant les coefficients réactifs indiqués dans la tâche sur le panneau de commande, nous déterminons la puissance réactive dans chaque nœud

Le résultat des calculs dans cette section est le calcul des caractéristiques probabilistes prédites nécessaires, qui sont résumées à l'annexe A. À titre de comparaison, toutes les caractéristiques probabilistes nécessaires de la puissance active sont résumées dans le tableau 2.1. Pour d'autres calculs, seules les caractéristiques probabilistes prévues sont utilisées. Les puissances réactives sont calculées sur la base de la formule (2.6) et sont reflétées dans l'annexe A.

Tableau 2.1 - Caractéristiques de probabilité nécessaires au calcul

PS	Caractéristiques probabilistes, MW
	Basique				Projeté

Un	25	17,11	17,8	5,46	29,47	19,08	20,98	6,43
B	30	20,54	21,36	6,55	35,32	22,9	25,15	7,71
Dans	35	23,96	24,92	7,64	41,23	26,71	29,36	9,00
G	58	39,7	41,29	12,66	68,38	44,26	48,69	14,92

3. DÉVELOPPEMENT D'OPTIONS POSSIBLES DU RÉGIME ET LEUR ANALYSE

Le but de cette section est de comparer et de sélectionner les options les plus économiquement réalisables pour le réseau électrique d'une zone de consommation donnée. Ces options doivent être justifiées, soulignées leurs avantages et leurs inconvénients, vérifiées quant à leur faisabilité pratique. Si toutes peuvent être mises en œuvre, alors, en fin de compte, deux options sont sélectionnées, dont l'une a une longueur totale minimale de lignes dans une conception à circuit unique, et l'autre avec un nombre minimum de commutateurs.

3.1 Développement de configurations possibles du réseau électrique et sélection de concurrents

Principes de mise en réseau

Les schémas de réseaux électriques devraient garantir au moindre coût la fiabilité nécessaire de l'alimentation électrique, la qualité requise de l'énergie au niveau des récepteurs, la commodité et la sécurité du réseau, la possibilité de son développement ultérieur et la connexion de nouveaux consommateurs. Le réseau électrique doit également avoir l'efficacité et la flexibilité nécessaires. / 3, p. 37 /.

Dans la pratique de la conception, pour construire une configuration de réseau rationnelle, une méthode variante est utilisée, selon laquelle plusieurs options sont décrites pour un emplacement donné des consommateurs, et la meilleure est sélectionnée parmi eux sur la base d'une comparaison technique et économique. Les options proposées ne doivent pas être aléatoires - chacune est basée sur le principe directeur de la construction d'un réseau (réseau radial, réseau en anneau, etc.) / 3, p. 37 /.

Lors du développement d'une configuration d'options réseau, les principes suivants sont utilisés:

1 Les charges de catégorie I doivent être alimentées en électricité à partir de deux sources d'alimentation indépendantes, au moins deux lignes indépendantes et l'interruption de leur alimentation électrique n'est autorisée que pendant la période de mise sous tension automatique de l'alimentation de secours / 3, paragraphe 1.2.18 /.

2 Pour les consommateurs de catégorie II, dans la plupart des cas, ils fournissent également des aliments sur deux lignes distinctes ou sur une ligne à double circuit

3 Pour un récepteur électrique de catégorie III, assez de puissance sur une seule ligne.

4 Élimination des flux inverses de puissance dans les réseaux ouverts

5 Il est conseillé de dériver le réseau électrique au nœud de charge

6 Dans les réseaux en anneau, il doit y avoir un niveau de tension nominale.

7 L'utilisation de circuits électriques simples d'appareillage avec un minimum de transformation.

8 L'option de réseau doit inclure la garantie du niveau de fiabilité requis de l'alimentation électrique

9 Les réseaux interurbains ont, par rapport aux réseaux en anneau, une plus grande longueur de lignes aériennes dans une conception à circuit unique, des schémas d'appareillage moins complexes ont un coût moindre des pertes d'électricité; les réseaux en anneau sont plus fiables et plus pratiques pour une utilisation opérationnelle

10 Il est nécessaire de prévoir le développement des charges électriques dans les points de consommation

11 Une variante du réseau électrique doit être techniquement réalisable, c'est-à-dire qu'il doit y avoir des transformateurs réalisés pour la charge en question et les sections des lignes pour la tension en question.

Développement, comparaison et sélection d'options de configuration réseau

Le calcul des indicateurs comparatifs des options de réseau proposées est présenté à l'annexe B.

Remarque: pour faciliter le travail dans les programmes d'établissement, les lettres PS sont remplacées par les lettres numériques correspondantes.

Compte tenu de l'emplacement des postes, de leurs capacités, quatre options de connexion des consommateurs à IP sont proposées.

Dans la première option, l'alimentation de trois sous-stations est réalisée à partir d'une centrale thermique dans un circuit en anneau. La quatrième sous-station G (4) est alimentée par une centrale thermique et une unité de décharge d'air pilote. L'avantage de cette option est la fiabilité de tous les consommateurs, car toutes les sous-stations de cette version auront deux sources d'alimentation indépendantes. En outre, le système est pratique pour le contrôle des expéditions (toutes les sous-stations sont en transit, ce qui facilite la conclusion de la réparation et vous permet de réserver rapidement les consommateurs).

Figure 1 - Option 1

Pour réduire le courant en mode PA (lorsqu'une des sections de tête est éteinte), l'option 2 est proposée dans l'anneau des sous-stations 1, 2, 3, où les sous-stations 2 et 3 fonctionnent dans l'anneau et la sous-station 1 est alimentée par une ligne aérienne à double circuit. Figure 2

tension du réseau d'alimentation

Figure 2 - Option 2

Pour renforcer la connexion entre les centrales électriques considérées, l'option 3 est proposée, dans laquelle les sous-stations 3 et 4 sont alimentées par des centrales thermiques et URP. Cette option est inférieure aux deux premières longueurs de lignes aériennes, cependant, il y a une augmentation de la fiabilité du circuit d'alimentation des consommateurs PS V (3). Figure 3

Figure 3 - Option 3

Dans l'option n ° 4, le consommateur le plus puissant de la sous-station 4 est affecté à une alimentation séparée via une ligne aérienne à double circuit à partir d'un TPP. Dans ce cas, la connexion entre TPP et URP est moins réussie, cependant, SS G (4) fonctionne indépendamment des autres SS. Figure 4

Figure 4 - Option 4

Pour une comparaison complète, il est nécessaire de prendre en compte la tension selon les options de réseau recommandées.

Selon la formule Illarionov, nous déterminons les niveaux de contrainte rationnels pour toutes les sections de tête et lignes aériennes radiales considérées:

,(3.1)

où est la longueur de la section sur laquelle la tension est déterminée;

- flux de puissance transmis sur cette section.

Pour déterminer la contrainte dans l'anneau, il est nécessaire de déterminer la contrainte rationnelle sur les sections de tête. Pour cela, les flux de puissance active maximale au niveau des sections de tête sont déterminés et l'hypothèse qu'il n'y a pas de pertes de puissance dans les sections est utilisée. Sous forme générale:

,(3.2)

,(3.3)

où P i est la puissance de charge maximale prévue je e nœud;

l i0`, l i0 '' - longueurs de lignes de je -th point du réseau à l'extrémité correspondante (0` ou 0 '') du circuit équivalent expansé du réseau en anneau lorsqu'il est coupé au point de la source d'alimentation;

l 0`-0 '' est la longueur totale de toutes les sections du réseau en anneau. / 4, art 110 /

Ainsi, nous obtenons les tensions pour les sections des circuits qui nous intéressent, dont le calcul est reflété dans l'annexe B. Pour toutes les sections considérées, la tension rationnelle calculée est de 110 kV.

La comparaison des options est donnée dans le tableau 3.1.

Tableau 3.1 - Paramètres des options de réseau

Selon les résultats de la comparaison préliminaire, nous sélectionnons les options 1 et 2 pour un examen plus approfondi.

3.2 Analyse détaillée des options concurrentielles

Dans ce paragraphe, il est nécessaire d'estimer la quantité d'équipements nécessaires à une alimentation électrique fiable et de haute qualité pour les consommateurs: transformateurs, sections de transmission de puissance, puissance des dispositifs de compensation, circuits de commutation. De plus, à ce stade, la faisabilité technique (faisabilité) de la mise en œuvre des options proposées est évaluée.

Le choix du nombre et de la puissance des dispositifs de compensation

Compensation de la puissance réactive - un effet ciblé sur l'équilibre de la puissance réactive dans le nœud du système d'alimentation électrique afin de réguler la tension, et dans les réseaux de distribution et afin de réduire les pertes d'électricité. Elle est réalisée à l'aide de dispositifs de compensation. Pour maintenir les niveaux de tension requis dans les nœuds du réseau électrique, la consommation de puissance réactive doit être fournie avec la puissance générée requise, en tenant compte de la réserve nécessaire. La puissance réactive générée est constituée de la puissance réactive générée par les générateurs des centrales électriques et de la puissance réactive des dispositifs de compensation situés dans le réseau électrique et dans les installations électriques des consommateurs d'énergie électrique.

Les mesures de compensation de la puissance réactive dans les sous-stations permettent:

· Réduire la charge sur les transformateurs, augmenter leur durée de vie;

· Réduisez la charge sur les fils, les câbles, utilisez leur section plus petite;

· Améliorer la qualité de l'électricité des consommateurs d'électricité;

· Réduire la charge sur l'équipement de commutation en réduisant les courants dans les circuits;

· Réduire les coûts énergétiques.

Pour chaque poste individuel, la valeur préliminaire du facteur de puissance est déterminée par la formule:

,(3.4)

Puissance réactive maximale du nœud de charge, MVAr;

Puissance active maximale du nœud de charge, MW;

Le facteur de puissance réactive déterminé par arrêté du ministère de l'industrie et de l'énergie n ° 49 (pour les réseaux de 6-10 kV \u003d 0,4) / 8 /;

Puissance réelle KU, MVAR;

Puissance nominale KU de la gamme standard offerte par les fabricants, MVAr;

- nombre d'appareils.

La détermination de la puissance non compensée qui traversera les transformateurs est déterminée par l'expression:

(3.6)

Puissance réactive hivernale (prévue) non compensée des sous-stations;

Le type et le nombre d'UC acceptées sont résumés dans le tableau 3.2. Un calcul détaillé est donné à l'annexe B.

Comme il s'agit d'un projet à terme, les types d'unités de condensateur sont acceptés de la même manière (avec un sectionneur dans la cellule d'entrée - 56 et l'emplacement gauche de la cellule d'entrée - UKL)

Tableau 3.2 - Types de KU appliqués sur le PS du réseau conçu.

Choix de fils à intervalles de courant économiques.

La section totale des conducteurs OHL est prise selon le tableau. 43.4, 43.5 / 6, p.241-242 / en fonction du courant nominal, de la tension de ligne nominale, du matériau et du nombre de circuits de support, de la zone de glace et de la région du pays.

Les estimations pour le choix de la section économique des fils sont: pour les lignes du réseau principal - les flux d'énergie estimés à long terme; pour les lignes du réseau de distribution, la charge maximale combinée des sous-stations connectées à cette ligne lors du dépassement du maximum du réseau électrique.

Lors de la détermination du courant nominal, il ne faut pas tenir compte de l'augmentation du courant lors d'accidents ou de réparations dans les éléments du réseau. La valeur est déterminée par l'expression

où est la ligne actuelle au cours de la cinquième année de son fonctionnement;

Coefficient tenant compte de l'évolution actuelle par années d'exploitation;

Coefficient tenant compte du nombre d'heures d'utilisation de la charge de ligne maximale T m et de sa valeur dans l'EPS maximum (déterminé par le coefficient K M).

L'introduction du coefficient prend en compte le facteur des coûts simultanés dans les calculs techniques et économiques. Pour VL 110-220 kV, elle est prise \u003d 1,05, ce qui correspond à l'attente mathématique de la valeur indiquée dans la zone des taux de croissance de charge les plus courants.

La valeur de K m est prise égale au rapport de la charge de ligne par heure de la charge maximale du système électrique à sa propre charge maximale de la ligne. Les valeurs moyennes du coefficient α T sont prises selon le tableau. 43,6. / 6, p. 243 / .

Pour déterminer le courant pendant 5 ans de fonctionnement, nous avons initialement prévu des charges dans la section 3. Au cours du processus de conception, nous fonctionnons donc déjà avec des charges prévues. Ensuite, pour trouver le courant dans la cinquième année de fonctionnement, nous avons besoin

,(3.8)

où est la puissance active maximale (prévue) en hiver de la sous-station;

Puissance réactive hivernale (prévue) non compensée des sous-stations;

Tension nominale de ligne;

Le nombre de chaînes dans la ligne.

Pour le territoire de Khabarovsk, la troisième zone de glace est acceptée.

Pour deux options de réseau, les sections de conception pour toutes les sections sont présentées dans le tableau 3.3. Pour les courants admissibles à long terme, une vérification est effectuée en fonction de l'état de chauffage des fils. C'est-à-dire que si le courant dans la ligne en mode d'urgence est inférieur à celui autorisé à long terme, cette section de fil peut être sélectionnée pour cette ligne.

Tableau 3.3 - Sections de fils dans l'option 1

Succursales	Courant nominal, A	Marque du fil sélectionné	Nombre de chaines	Marque de supports
1	2	3	4	5
5-4	226,5	AC-240/32	1	PB 110-3
6-4	160,1	AC-240/32	1	PB 110-3
5-1	290,6	AC-300/39	1	PB 220-1
5-3	337	AC-300/39	2	PB 220-1
1-2	110,8	AC-150/24	1	PB 110-3
2-3	92,8	AC-120/19	1	PB 110-8

Tableau 3.2 - Sections de fils dans l'option 2

Succursales	Courant nominal, A	Marque du fil sélectionné	Nombre de chaines	Marque de supports
1	2	3	4	5
5-4	226,5	AC-240/32	1	PB 110-3
6-4	160,1	AC-240/32	1	PB 110-3
3-5	241,3	AC-240/32	1	PB 110-3
2-5	212,5	AC-240/32	1	PB 110-3
2-3	3,4	AC-120/19	1	PB 110-3
1-5	145	2xAC-240/32	2	PB 110-4

Vérifiez ku en mode PA, tous les fils reçus sont passés.

Sélection de la puissance et du nombre de transformateurs

Le choix des transformateurs se fait en fonction de la puissance nominale de chacun des nœuds. Comme nous avons au moins 2 catégories de consommateurs dans chaque sous-station, l'installation de 2 transformateurs est requise dans toutes les sous-stations.

La puissance calculée pour choisir un transformateur est déterminée par la formule

,(3.9)

où est la puissance active moyenne en hiver;

Le nombre de transformateurs sur le poste, dans notre cas;

Le facteur de charge optimal des transformateurs (pour PS à deux transformateurs \u003d 0,7).

La dernière étape du test des transformateurs consiste à vérifier la charge d'urgence.

Ce test module la situation de transfert de charge de deux transformateurs à un. Dans ce cas, le facteur de charge post-accidentel doit répondre à la condition suivante

,(3.10)

où est le facteur de charge post-accidentel du transformateur.

Considérons, par exemple, la sélection et la vérification d'un transformateur au poste 2

MBA

Nous acceptons les transformateurs TRDN 25000/110.

De même, des transformateurs pour toutes les sous-stations sont sélectionnés. Les résultats de la sélection des transformateurs sont donnés dans le tableau 3.2.

Tableau 3.2 - Transformateurs de puissance sélectionnés pour le réseau conçu.

Le choix de schémas d'appareillage optimaux dans les sous-stations.

Circuits d'appareillage haute tension.

Grâce à un plus grand nombre de sous-stations, le transit de l'énergie est effectué.La meilleure option pour eux est donc un circuit en pont avec des interrupteurs dans les chaînes du transformateur, avec un cavalier de réparation non automatique côté ligne.

Les circuits du RP VN sont déterminés par la position de la sous-station dans le réseau, la tension du réseau, le nombre de connexions. Les types de sous-stations suivants se distinguent en fonction de leur position dans le réseau haute tension: , parcours, branche et extrémité. Les sous-stations nodales et piétonnes sont en transit, car la puissance transmise par la ligne passe par les jeux de barres de ces sous-stations.

Dans ce projet de cours dans toutes les sous-stations de transit, le schéma «Pont avec disjoncteur dans le circuit des lignes» est utilisé pour assurer une plus grande fiabilité des flux de transit. Pour une sous-station sans issue alimentée par une ligne aérienne à double circuit, le schéma de bloc «transformateur à deux lignes» est utilisé avec l'utilisation obligatoire de l'ABP du côté BT. Ces schémas se reflètent sur la première feuille de la partie graphique.

4. CHOIX D'UNE OPTION DE RÉGIME ÉLECTRIQUE OPTIMAL

Le but de cette section est déjà dans son titre. Cependant, il convient de noter que le critère de comparaison des options dans cette section sera leur attractivité économique. Cette comparaison sera effectuée à un coût réduit pour les différentes parties des conceptions du projet.

4.1 Algorithme de calcul des coûts réduits

Les coûts donnés sont déterminés par la formule (4.1)

où E est le coefficient normatif de l'efficacité comparative des investissements en capital, E \u003d 0,1;

K - investissements en capital nécessaires à la construction du réseau;

Et - les coûts d'exploitation annuels.

Les investissements en immobilisations pour la construction du réseau consistent en des investissements en immobilisations dans les lignes aériennes et dans les sous-stations

, (4.2)

où KL - investissements en capital dans la construction de lignes;

K PS - investissements en capital pour la construction de sous-stations.

Sur la base des paramètres de comparaison, il est clair que dans ce cas particulier, il sera nécessaire de prendre en compte l'investissement dans la construction de la ligne à haute tension.

Les investissements en immobilisations dans la construction des lignes comprennent les coûts des travaux d'arpentage et de la préparation des itinéraires, les coûts d'achat des poteaux, des fils, des isolateurs et d'autres équipements, leur transport, leur installation et d'autres travaux et sont déterminés par la formule (4.3)

où est le coût unitaire de construction d'un kilomètre de la ligne.

Les coûts d'investissement dans la construction des sous-stations comprennent le coût de préparation du territoire, l'achat de transformateurs, de disjoncteurs et d'autres équipements, le coût des travaux d'installation, etc.

où - les coûts en capital pour la construction d'appareillage de commutation extérieur;

Coûts en capital pour l'achat et l'installation de transformateurs;

La part constante des coûts des sous-stations selon le type d'appareillage et U nom;

Coûts en capital pour l'achat et l'installation de KU.

Les investissements en capital sont déterminés par des indicateurs agrégés du coût des différents éléments du réseau. Le total des investissements en capital est réduit à l'année en cours en utilisant le coefficient d'inflation par rapport aux prix de 1991. En comparant le coût réel des lignes aériennes aujourd'hui, le taux d'inflation pour les lignes aériennes dans un KP donné est k infVL \u003d 250, et pour les éléments PS k infVL \u003d 200.

Le deuxième indicateur technique et économique important est les coûts d'exploitation (coûts) nécessaires au fonctionnement des équipements et réseaux électriques pendant un an:

où - les coûts de maintenance et d'exploitation, y compris les inspections et les tests de routine, sont déterminés par (4.6)

Coûts d'amortissement pour la période de service (T SL \u003d 20 ans), formule (4.7)

Le coût des pertes d'électricité est déterminé par la formule (4.8)

où sont les normes de déductions annuelles pour la réparation et l'exploitation des lignes aériennes et des postes (\u003d 0,008; \u003d 0,049).

Coûts d'amortissement

où est la durée de vie considérée de l'équipement (20 ans)

Coût des pertes d'électricité

, (4.8)

où est la perte d'électricité, kWh;

Avec 0 - le coût des pertes de 1 MWh d'électricité. (Dans la tâche sur KP, cette valeur est égale à С 0 \u003d 1,25 roubles / kW ∙ h.

Les pertes d'électricité sont déterminées par les flux de capacités effectives et incluent les pertes dans les lignes électriques à haute tension, les transformateurs et les KU pour l'hiver et l'été de l'année.

où est la perte d'électricité dans les lignes à haute tension

Pertes de puissance dans les transformateurs

Perte d'électricité dans les appareils de compensation

Les pertes d'électricité dans HVL sont déterminées comme suit

, (4.10)

où est le flux d'énergie active active en hiver et en été le long de la ligne, MW;

Le flux de puissance réactive efficace d'hiver et d'été le long de la ligne; MVAR;

T s, T l - respectivement, le nombre d'hiver - 4800 et d'été - 3960 heures;

(4.11)

Pertes en KU. Étant donné que des batteries de condensateurs ou des compensateurs statiques à thyristors (STK) sont installés sur toutes les sous-stations, les pertes dans le KU se présenteront comme suit

, (4.12)

où sont les pertes spécifiques de puissance active dans les dispositifs de compensation, dans ce cas, 0,003 kW / kVar.

Les niveaux de tension PS ne diffèrent pas dans les deux versions, par conséquent, les transformateurs, les dispositifs de compensation et leurs pertes ne peuvent pas être pris en compte lors de la comparaison (ils seront les mêmes).

4.2 Comparaison des options concurrentielles

Étant donné que dans les variantes comparées, il y a un seul niveau de tension, les transformateurs et le nombre de compensateurs qu'ils contiennent seront donc inchangés. De plus, le PS G (4) est également alimenté en deux versions, il n'est donc pas impliqué dans la comparaison.

Seules les lignes (la longueur et la section du fil) et l'appareillage alimentant les sous-stations A, B et C différeront, alors lors de la comparaison, il est conseillé de ne prendre en compte que la différence d'investissement dans le réseau et l'appareillage des objets indiqués.

La comparaison de tous les autres paramètres de cette section n'est pas requise. Ce calcul est donné à l'annexe B.

Sur la base des résultats des calculs, nous allons construire le tableau 4.1 contenant les principaux indicateurs pour comparer l'attractivité économique de chaque option

Tableau 4.1 - Indicateurs économiques comparant les options.

Ainsi, nous avons reçu la variante la plus optimale du schéma de réseau, qui satisfait toutes les exigences tout en étant la plus économique - Option 1.

5. CALCUL ET ANALYSE DES MODES STABLES

Le but de cette section est de calculer les modes de régime permanent caractéristiques de ce réseau et de déterminer les conditions de leur validité. Dans ce cas, il est nécessaire d'évaluer la possibilité de l'existence de modes «extrêmes» et l'ampleur des pertes de puissance dans différents éléments du réseau

5.1 Calcul manuel du mode maximum

Préparation des données pour le calcul manuel du mode maximum

Pour le calcul manuel du mode, tout d'abord, il est nécessaire de connaître les paramètres du circuit équivalent. En compilant cela, nous sommes partis du fait qu'à chaque sous-station il y a 2 transformateurs fonctionnant séparément pour la moitié de la charge. Nous avons transporté la puissance de charge des lignes le long de ses nœuds; les transformateurs sont représentés par un circuit en forme de G dans lequel la branche des conductivités transversales est représentée par des pertes à vide (XX).

Le circuit équivalent est illustré à la figure 5 et sur la feuille de la partie graphique du projet.

Figure 5 - Le circuit équivalent pour le calcul du mode.

Les paramètres des nœuds de circuit sont résumés dans le tableau 5.1.

Tableau 5.1 - Paramètres du circuit équivalent des nœuds

Numéro de nœud	Type de noeud	Numéro de nœud U, kV	R n, MW	Q n, MVAr
1	2	3	4	5
6	Équilibrage	110
5	Équilibrage	110
1	Charge	110
11	Charge	10	14,7	5,7
12	Charge	10	14,7	5,7
2	Charge	110
21	Charge	10	17,7	6,95
22	Charge	10	17,7	6,95
3	Charge	110
31	Charge	10	20,6	8,2
32	Charge	10	20,6	8,2
4	Charge	110
41	Charge	10	34,2	13,7
42	Charge	10	34,2	13,7

Les paramètres des branches sont spécifiés dans le tableau 5.2.

Tableau 5.2 - Paramètres des branches du circuit équivalent

Noeud de branche Noeud Non	Noeud de branche Non	Marque de fil	Résistance active d'une branche, Ohm	Réactance de branche, Ohm	Puissance de la ligne de charge, MVAr
1	2	3	4	5	6
5	4	AC 240/32	2,7	9	0,76
6	4	AC 240/32	3,8	12,8	1,08
5	1	AC 300/39	2,2	9,6	0,71
5	3	AC 300/39	2	8,6	0,64
2	3	AC 120/19	1	9,5	0,72
1	2	AC 240/32	8	8,1	0,68

Pour calculer les flux de puissance le long des lignes, il est nécessaire de calculer les charges calculées, qui incluent directement les charges PS, les pertes dans les transformateurs et la puissance de charge des lignes. Un exemple de calcul de cette valeur est donné dans / 5, p. 49-52 /.

Pertes totales dans 2 transformateurs PS 1;

La moitié des capacités de charge des lignes 1-5 et 1-2.

Mode de calcul d'algorithme

Le calcul manuel du mode de la version la plus rentable du circuit réseau est effectué à l'aide du progiciel mathématique MathCAD 14.0. Un calcul détaillé du mode est présenté à l'annexe D . L'annexe D présente les calculs des modes utilisant le PVC: maximum et minimum normaux et post-accident (PA).

Nous montrons brièvement les étapes du calcul manuel du mode.

Ayant la charge calculée dans les quatre nœuds principaux du circuit, nous présentons les principales étapes du calcul.

Initialement, nous trouvons les flux de puissance aux sections de tête 6-4 et 6-5. Par exemple, nous écrivons pour la section 6-4

(5.2)

Somme des complexes de résistance conjugués entre les sources d'énergie

Ensuite, les flux de puissance sont calculés pour les branches restantes sans tenir compte des pertes et nous déterminons les points de séparation des flux des puissances active et réactive. Dans notre cas, ces sections ne seront pas, cependant, il y aura une puissance d'égalisation, qui se produit en raison de la différence de tension à travers l'IP.

où sont les complexes de tension conjuguée des sources d'énergie.

Après avoir déterminé la puissance d'égalisation, les flux de puissance réels se trouvent sur les sections de tête du réseau.

Après avoir déterminé les flux de capacités dans tous les domaines, on retrouve les points de séparation des flux par les capacités actives et réactives. Ces points sont déterminés là où le flux de puissance s'inverse. Dans notre cas, le nœud 4 sera le point de séparation des flux en puissance active et réactive.

Dans d'autres calculs, nous avons coupé l'anneau en points de partage de flux et pris en compte les flux de puissance dans ces sections, en tenant compte de la perte de puissance en eux comme pour un réseau ramifié. Par exemple

(5.5)

(5.6)

Connaissant les flux de puissance dans tous les domaines, nous déterminons la tension dans tous les nœuds. Par exemple, dans le nœud 4

(5.7)

5.2 Calcul du mode maximum, minimum et post-urgence à l'aide de PVC

Brève description du PVC sélectionné

En tant que PVC, nous avons choisi SDO-6. Ce PVC est conçu pour résoudre les problèmes d'analyse et de synthèse qui se posent dans l'étude des modes stationnaires d'EPS et peut être utilisé dans le fonctionnement et la conception d'EPS dans le cadre des ASDU, CAD et AWP EES.

Le PVC simule l'action et le fonctionnement de divers appareils conçus pour contrôler la tension, les flux de puissance active et réactive, la production et la consommation, ainsi que le fonctionnement de certains types d'automatisation d'urgence - des surtensions, des augmentations / diminutions de tension.

Le PVC contient une description mathématique assez complète des principaux éléments du réseau EPS - charge (caractéristiques statiques en U et f), génération (tenant compte des pertes dans le générateur en mode SC, dépendance Qsp (Pg)), réacteurs commutés, lignes, transformateurs supplémentaires linéaires, 2- enroulements x et 3 avec régulation longitudinale-transversale et associée.

Le PVC fournit des travaux avec le schéma de conception du réseau EES, qui intègre des commutateurs en tant qu'éléments des appareillages de commutation des stations et des sous-stations.

Le PVC fournit une solution efficace et fiable aux problèmes dus à la redondance de la composition des algorithmes pour leur solution.

Le PVC est un moyen pratique et efficace d'atteindre les objectifs formulés par l'utilisateur. Il comprend un nombre important de fonctions primaires et auxiliaires.

Les fonctionnalités clés incluent:

1) le calcul du régime permanent EES avec la nature déterminée de l'information avec et sans tenir compte du changement de fréquence (modifications de la méthode de Newton-Raphson);

2) calcul de l'état d'équilibre ultime avec diverses méthodes de pondération et de critères d'achèvement;

3) calcul de l'état stationnaire autorisé;

4) calcul de l'état d'équilibre optimal (méthode du gradient réduit généralisé);

Par des pertes de puissance active et réactive dans le réseau électrique;

Au prix de la production d'électricité;

5) obtenir les valeurs requises pour les paramètres individuels du mode (modules de tension, générations actives et réactives, etc.) avec un choix de la composition des composants du vecteur solution;

6) la définition des "faiblesses" du réseau EES et l'analyse sur cette base des régimes limitatifs;

7) la formation de l'équivalent du schéma de conception de l'EPS, obtenu en excluant un nombre donné de nœuds (méthode de Ward);

8) obtenir l'équivalent du schéma de conception du réseau, adaptable aux conditions de conception spécifiées et déterminer les caractéristiques fonctionnelles du réseau en cours de suppression, incluses dans les nœuds limites;

9) calcul de la stabilité apériodique statique du mode EES sur la base de l'analyse des coefficients de l'équation caractéristique;

10) analyse de la stabilité dynamique du mode EES par rapport à un ensemble donné de perturbations de conception, en tenant compte d'une large gamme d'équipements de contrôle d'urgence, à la fois traditionnels et prometteurs, avec la possibilité de modéliser les lois dérivées de leur contrôle. Cette fonction est assurée par la possibilité d'un travail conjoint du PVC SDO-6 et du PVC PAU-3M (développement de SEI) et est livrée au client lors de l'établissement de relations contractuelles avec les développeurs du PVC PAU-3M.

Les fonctions auxiliaires comprennent:

1) analyse et recherche d'erreurs dans les données sources;

2) ajustement de la composition des éléments du schéma de conception du réseau EPS, des paramètres de mode et des conditions de conception;

3) la formation et le stockage sur des dispositifs de stockage externes de leurs propres archives de données sur les schémas de conception du réseau EPS;

4) travailler avec des données dans un format CDU unifié (export / import);

5) présentation et analyse des informations de sortie à l'aide de divers tableaux et graphiques;

6) afficher les résultats des calculs sur le graphique du schéma de conception du réseau.

PVC comprend un langage de gestion des tâches pratique et flexible contenant jusqu'à 70 directives de contrôle (commandes). Avec leur aide, une séquence arbitraire d'exécuter ses fonctions principales et auxiliaires lorsque vous travaillez en mode batch peut être définie.

Le PVC est conçu et implémenté dans le langage FORTRAN, TurboCI. Il peut être utilisé dans le cadre du support mathématique des centres informatiques équipés de SM-1700 et PC (MS DOS).

Le PVC présente les principales caractéristiques techniques suivantes:

La quantité maximale de schémas de conception est déterminée par les ressources de mémoire informatique disponibles et pour la version PVC actuelle est d'au moins 600 nœuds et 1000 branches;

Il existe des outils logiciels pour configurer et générer des PVC pour la composition requise des éléments et le volume des circuits du réseau de conception;

Il est possible de travailler en mode batch et dialogue.

Le PVC peut être reproduit et livré à l'utilisateur sur bande magnétique et / ou disquette dans le cadre du module de démarrage et de la documentation sur sa maintenance et son utilisation.

Développeurs: Artemyev V.E., Voitov O.N., Volodina E.P., Mantrov V.A., Nasvitsevich B.G., Semenova L.V.

Organisation: Siberian Energy Institute SO AN RUSSIA

Préparation des données pour le calcul dans SDO 6

Étant donné que dans SDO6, il suffit d'utiliser la valeur de la tension et de la puissance nominales des charges (générations) pour spécifier le nœud, il suffit d'utiliser le tableau 5.1 pour créer un tableau de données dans ce PVC

Pour définir les paramètres de ligne dans SDO 6, en plus de la résistance complexe, la conductivité capacitive est ajoutée, pas la puissance de charge, comme dans le calcul manuel. Par conséquent, en plus du tableau 5.2, nous définissons la conductivité capacitive dans le tableau 5.3.

Tableau 5.3 - Conductivité capacitive des branches

Initialement, dans le calcul manuel, pour utiliser la branche transversale des conductivités, nous avons utilisé la perte de ralenti du transformateur. Pour spécifier des transformateurs en PVC, il est nécessaire d'utiliser les conductivités de cette branche à leur place, qui sont indiquées dans le tableau 5.4. Toutes les autres données sont les mêmes que pour le calcul manuel (annexe E).

Tableau 5.4 - Conductivité transversale des transformateurs

Analyse comparative du calcul manuel du mode maximum et calcul à l'aide de PVC

Pour comparer le calcul dans le complexe militaro-industriel et manuel, il est nécessaire de déterminer les paramètres de comparaison. Dans ce cas, nous comparerons les valeurs de tension dans tous les nœuds et le nombre de changeurs de prises dans les transformateurs. Cela suffira à conclure une différence approximative entre le calcul manuel et le calcul de la machine.

Nous comparons les contraintes initiales dans tous les nœuds; nous plaçons les résultats dans le tableau 5.5

Tableau 5.5 - Comparaison des contraintes dans le calcul manuel et calcul machine

Numéro de nœud	Calcul manuel, kV	PVC SDO-6. kV	Différence,%
1	121,5	121,82	0,26
2	120,3	121,89	1,32
3	121,2	121,86	0,54
4	121,00	120,98	-0,02
11, 12	10,03	10,07	0,40
21, 22	10,41	10,47	0,58
31, 32	10,41	10,49	0,77
41, 42	10,20	10,21	0,10

Sur la base des résultats de la comparaison, nous pouvons dire qu'avec une précision de calcul de 5% sur PVC, nous avons une précision de calcul suffisante. Malgré le fait que les transformateurs de soudage convergent dans les deux calculs.

5.3 Analyse en régime permanent

Modèle de perte d'énergie électrique

Analysons les structures de perte pour les trois modes calculés à l'aide de PVC.

La structure des pertes pour 3 modes est présentée dans le tableau 5.6.

Tableau 5.6 - la structure des pertes dans les modes considérés

Analyse des niveaux de stress dans les nœuds

Pour analyser les niveaux de tension, les modes PA les plus sévères et le mode de charge minimale sont calculés.

Comme nous devons maintenir les niveaux de tension souhaités dans les trois modes, les différences seront dans les numéros du changeur de prises.

Les tensions obtenues dans les modes considérés sont données dans le tableau 5.7.

Tableau 5.7 - Contraintes réelles sur les côtés bas du PS

Toutes les limites de tension nécessaires du côté BT sont maintenues dans les trois modes.

Le calcul et l'analyse de tous les modes considérés montrent que le réseau conçu vous permet de maintenir les niveaux de tension requis dans les modes normal et post-accidentel.

Ainsi, le réseau conçu nous permet de fournir de manière fiable et efficace de l'énergie électrique aux consommateurs.

6. RÉGULATION DES TENSIONS ET DES FLUX DE PUISSANCE RÉACTIVE DANS L'OPTION DE RÉSEAU ACCEPTÉE

Le but de cette section est d'expliquer l'application des outils de régulation de tension utilisés et de donner leur description.

6.1 Méthodes de régulation de tension

La tension du secteur change constamment avec les changements de la charge, le mode de fonctionnement de l'alimentation et les résistances du circuit. Les écarts de tension ne sont pas toujours dans la plage des valeurs acceptables. Les raisons en sont: a) les pertes de tension provoquées par les courants de charge traversant les éléments du réseau; b) le mauvais choix des sections efficaces des éléments porteurs de courant et de la puissance des transformateurs de puissance; c) diagrammes de réseau mal construits.

Les écarts de tension sont contrôlés de trois manières: 1) par niveau - en comparant les écarts de tension réels avec des valeurs acceptables; 2) à l'emplacement du système électrique - elle est effectuée à certains points du réseau, par exemple, au début ou à la fin de la ligne, dans une sous-station régionale; 3) la durée de l'existence des écarts de tension.

La régulation de la tension est le processus de modification des niveaux de tension aux points caractéristiques d'un système électrique à l'aide de moyens techniques spéciaux. La régulation de la tension est utilisée dans les centrales électriques des réseaux de distribution - dans les sous-stations régionales, où la tension a été maintenue en changeant le coefficient de transformation pour les consommateurs lorsque leur mode de fonctionnement a été modifié et directement chez les consommateurs eux-mêmes et dans les installations électriques (centrales électriques, sous-stations) / 1, p. 200 /.

Si nécessaire, sur les bus de tension secondaire des sous-stations abaissées, une régulation de contre-tension est fournie à 0 ... + 5% de la tension nominale du réseau. Si, conformément au programme de charge quotidien, la puissance totale est réduite à 30% ou plus de sa valeur la plus élevée, la tension sur les bus doit être maintenue au niveau de la tension nominale du réseau. Pendant les heures de pointe, la tension des pneus doit dépasser la tension nominale du réseau d'au moins 5%; la tension peut être augmentée jusqu'à 110% de la valeur nominale si, en même temps, les écarts de tension par rapport aux consommateurs les plus proches ne dépassent pas la valeur maximale autorisée par les règles d'installation électrique. Dans les conditions post-urgence pendant la contre-régulation, la tension sur les bus basse tension ne doit pas être inférieure à la tension nominale du réseau.

En tant que moyen spécial de régulation de tension, les transformateurs avec régulation de tension sous charge (changeur de prises en charge) peuvent être principalement utilisés. S'il n'est pas possible de fournir des valeurs de tension satisfaisantes avec leur aide, la faisabilité de l'installation de condensateurs statiques ou de compensateurs synchrones doit être envisagée. / 3, p. 113 /. Cela n'est pas nécessaire dans notre cas, car la régulation de la tension dans les nœuds sur les côtés bas avec le changeur de prises en charge est tout à fait suffisante.

Il existe différentes méthodes pour sélectionner les branches de commande des transformateurs et des autotransformateurs avec des changeurs de prises en charge et pour déterminer les tensions résultantes.

Considérons une technique basée sur la détermination directe de la tension requise de la branche de commande et caractérisée, selon les auteurs, par la simplicité et la clarté.

Si la tension sur les pneus basse tension de la sous-station est réduite du côté haut du transformateur, la tension souhaitée (calculée) de la branche de commande de l'enroulement de tension supérieure du transformateur peut être déterminée

(6.1)

où est la tension nominale de l'enroulement basse tension du transformateur;

La tension souhaitée, qui doit être maintenue sur les bus basse tension dans différents modes de fonctionnement du réseau U H - dans le mode de charge le plus élevé et dans les conditions post-urgence et U H - dans le mode de charge le plus faible);

U H - tension nominale du réseau.

Pour les réseaux avec une tension nominale de 6 kV, les tensions requises dans le mode de charge le plus élevé et dans les conditions post-urgence sont de 6,3 kV, dans le mode de charge le plus bas, elles sont de 6 kV. Pour les réseaux avec une tension nominale de 10 kV, les valeurs correspondantes seront 10,5 et 10 kV. S'il n'est pas possible de fournir la tension U H dans des conditions post-urgence, elle peut être réduite, mais pas inférieure à 1 U H

L'utilisation de transformateurs avec changeurs de prises en charge vous permet de changer la branche de commande sans les déconnecter. Par conséquent, la tension de la branche de commande doit être déterminée séparément pour la charge la plus grande et la plus petite. Comme l'heure d'apparition du mode d'urgence est inconnue, nous supposerons que ce mode se produit dans le cas le plus défavorable, c'est-à-dire pendant les heures de plus forte charge. Sur la base de ce qui précède, la tension calculée de la branche de commande du transformateur est déterminée par les formules:

pour usage intensif

(6.2)

pour le mode de moindre charge

(6.3)

pour le mode d'urgence

(6.4)

Sur la base de la valeur trouvée de la tension calculée de la branche de commande, une branche standard avec la tension la plus proche de celle calculée est sélectionnée.

Les valeurs de tension ainsi déterminées sur les bus basse tension des postes où des changeurs de prises en charge sont utilisés sont comparées aux valeurs de tension souhaitées indiquées ci-dessus.

Sur les transformateurs à trois enroulements, la régulation de tension sous charge est effectuée dans l'enroulement à tension plus élevée, et l'enroulement à moyenne tension contient des branches qui ne commutent qu'après déchargement.

7. DÉTERMINATION DU COÛT DE TRANSMISSION DE L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE

Le but de cette section est de déterminer le coût de transmission de l'énergie électrique dans le réseau conçu. Cet indicateur est important car il est l'un des indicateurs de l'attractivité du projet dans son ensemble. Le coût total de transport de l'énergie électrique est défini comme le rapport entre les coûts de construction du réseau dans son ensemble et sa consommation annuelle moyenne totale, roubles / MW

(7.1)

où - coûts totaux pour l'ensemble de l'option, compte tenu de la perte d'énergie électrique, roubles;

Consommation électrique annuelle moyenne du réseau conçu, MWh.

où est la consommation électrique maximale en hiver du réseau en question, MW;

Nombre d'heures d'utilisation maximale de la charge, heures

Ainsi, le coût du transport d'électricité est égal à 199,5 roubles. par MWh ou 20 kopecks. par kWh.

Le calcul du coût du transport de l'électricité est donné à l'annexe E.

CONCLUSION

En cours de conception d'un réseau électrique, nous avons analysé une localisation géographique donnée des consommateurs d'énergie électrique. Dans cette analyse, les charges de puissance des consommateurs, leur position relative ont été prises en compte. Sur la base de ces données, nous avons proposé des options pour les schémas de réseaux de distribution électrique qui reflètent le plus pleinement les spécificités de leur conception.

En utilisant le calcul selon des graphiques standard de charges électriques, nous avons obtenu des caractéristiques probabilistes qui nous permettent d'analyser plus précisément à l'avenir tous les paramètres des modes du réseau de distribution électrique conçu.

Une comparaison a également été faite des options de conception du réseau pour la possibilité de mise en œuvre technique, la fiabilité, l'investissement économique.

À la suite d'une erreur de calcul économique, la version la plus réussie du programme ES a été sélectionnée parmi celles que nous avons soumises pour examen. Pour cette option, les 3 régimes de régime permanent les plus caractéristiques du système électrique ont été calculés, dans lesquels nous avons résisté à la tension souhaitée sur les jeux de barres BT de toutes les sous-stations abaissées.

Le coût du transport d'électricité dans le mode de réalisation proposé était de 20 kopecks. par kWh.

LISTE BILIOGRAPHIQUE

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4. Règles de fonctionnement des installations électriques PUE Edition 6, 7ème modifiées

5. Savina N.V., Myasoedov Yu.V., Dudchenko L.N. Réseaux électriques en exemples et calculs: un manuel de formation. Blagoveshchensk, AmSU Publishing House, 1999, 238 p.

6. Ouvrage de référence électrique: 4 tonnes T 3. Production, transmission et distribution d'énergie électrique. Sous le total. Ed. Prof. MEI Gerasimova V.G. et al.- 8e éd., rév. Et ajoutez. - M .: Maison d'édition MPEI, 2002, 964 p.

7. Fondamentaux de l'énergie moderne: un manuel pour les universités: 2 volumes / sous la direction générale de Corr. RAS E.V. Amethystova. - 4e éd., Révisé. et ajoutez. - M.: Publishing House MPEI, 2008. Volume 2. Modern Electricity / Ed. professeurs A.P. Burman et V.A. Stroeva. - 632 p., Ill.

8. La procédure de calcul du ratio de consommation de puissance active et réactive pour les récepteurs d'énergie individuels (groupes de récepteurs d'énergie) des consommateurs d'énergie électrique, utilisée pour déterminer les obligations des parties dans les accords de prestation de services de transfert d'énergie électrique (accords de fourniture d'énergie). Il est approuvé par l'ordonnance du ministère de l'industrie et de l'énergie de la Russie du 22 février 2007 n ° 49