Opracowanie 4 opcji konfiguracji sieci. Projektowanie rozwoju sieci elektrycznej. Projektowanie sieci lokalnej dla agencji pracy

Architekturę sieci można rozumieć jako konstrukcję nośną lub infrastrukturę, na której opiera się działanie sieci. Infrastruktura ta składa się z kilku głównych elementów, w szczególności z układu lub topologii sieci, okablowania i urządzeń łączących - mostów, routerów i przełączników. Projektując sieć, należy wziąć pod uwagę każdy z tych zasobów sieciowych i określić, które narzędzia wybrać i jak je rozdzielić w sieci, aby zoptymalizować wydajność, uprościć zarządzanie sprzętem i pozostawić miejsce na rozwój. W projekcie kursu powinieneś stworzyć własną konfigurację sieci zgodnie z określonym zadaniem. Zastanów się, jakie kwestie powinny zostać rozwiązane w poszczególnych częściach projektu kursu.

Wprowadzenie

We wstępie należy zwrócić uwagę na znaczenie projektowania i wdrażania sieci korporacyjnej (CS) w tej organizacji. Jakie są zalety wdrożenia QS w przedsiębiorstwie?

1. Schemat przepływu informacji w przedsiębiorstwie oraz obliczenie wielkości przepływów między działami.

Schemat przepływ informacji jest reprezentowany w postaci diagramu (wykresu), w którym wierzchołki stanów odzwierciedlają wydziały, a łuki reprezentują przepływy informacji.

W pierwszym rozdziale należy przeprowadzić analizę organizacyjną struktury przedsiębiorstwa (firmy) - wyodrębnić działy, operacje w działach, niezbędne informacje dla działów, przepływ informacji między działami, rodzaje informacji, wstępne wielkości wymiany informacji. Dominujące wolumeny połączeń między działami wyodrębniamy na schemacie informacyjnym, które można uwzględnić przy wyborze i analizie przepustowości między tymi działami, co na schemacie będziemy odzwierciedlać główne przepływy informacji. Określ, jak ruch jest dystrybuowany między działami w sieci. Przykładowo, Tabela 1.2 przedstawia średnią ilość informacji w jednym dniu roboczym (8 godzin) w MB wysłanych i odebranych przez działy firmy, a także między oddziałami i oddziałami centrum. Należy zauważyć, że ruch składa się z rzeczywistych informacji roboczych plus 10% informacji serwisowych, uwzględniamy również (warunkowo), że gdy informacje są przesyłane przez sieć, wzrasta 1,7-krotnie z powodu kodowania odpornego na zakłócenia.

Tabela 1.2

Działy otrzymują informacje

działy wysyłają informacje

Σ ORG. INF.

Σ WEJŚCIE. INF.

Kontrola przedprojektowa przedsiębiorstwa. W tej sekcji konieczne jest przedstawienie wyników badania wewnętrznych i zewnętrznych przepływów informacji przedsiębiorstwa, które muszą być przetwarzane przez projektowane sieci (najczęściej w postaci histogramu maksymalnego całkowitego godzinowego obciążenia informacyjnego w trakcie cyklu pracy (dnia) przedsiębiorstwa). Histogram powinien mieć formę plakatu.

Zgodnie ze schematem strukturalnym i organizacyjnym przedsiębiorstwa, rys. 1.1, a, dla każdej godziny pracy określa się ładunek informacyjny każdej komunikacji informacyjnej każdej jednostki strukturalnej (działu) przedsiębiorstwa.

O obciążeniu informacyjnym jednego łącza informacyjnego decydują wyniki analizy przepływu pracy w obu kierunkach pomiędzy danym działem a każdym bezpośrednio z nim związanym działem. Nośnik źródłowy to standardowy arkusz A4 zawierający 2000 znaków alfanumerycznych i spacji. Przy kodowaniu 8-bitowym pojemność informacyjna takiego arkusza wynosi E \u003d 200 * 8 \u003d 16000 bitów.

Godzinowe obciążenie informacyjne jednego połączenia organizacyjnego jest równe:

gdzie E jest pojemnością informacyjną standardowego arkusza dokumentu;

n1 to liczba arkuszy otrzymanych przez ten dział w ciągu godziny;

n2 to liczba arkuszy wysłanych przez te wydziały na godzinę.

Informacyjny godzinowy ładunek powiązań organizacyjnych określa wzór 1.1 dla wszystkich działów przedsiębiorstwa. Nie uwzględnia to powiązań informacyjnych z działami, dla których obliczenia zostały już wykonane.

Całkowity godzinowy ładunek informacyjny wszystkich powiązań organizacyjnych przedsiębiorstwa jest równy:

(1.2)

gdzie N to liczba powiązań organizacyjnych na diagramie przedsiębiorstwa.

Na histogramie, rys. 4.1.b, wartość INS jest pokazana dla każdej godziny pracy i wybierana jest maksymalna wartość INS, max dla dnia roboczego (cyklu) przedsiębiorstwa, która jest punktem wyjścia do określenia wymaganej użytecznej przepustowości podstawowej technologii projektowanej sieci.

Całkowita przepustowość Ср sieci jest określona wzorem:

(1.3)

gdzie k1 \u003d (1,1¸1,5) jest współczynnikiem uwzględnienia redundancji protokołu stosu protokołów mierzonej w rzeczywistej sieci; dla stosu TCP / IP k1 "1.3;

k2 to margines wydajności dla przyszłej rozbudowy sieci, zwykle k2 "2.

Logiczny projekt samolotu. Wyznaczono strukturę logiczną samolotu (dla sieci LAN - na podstawie obliczeń współczynnika obciążenia, dla KVS - na podstawie analizy zewnętrznych przepływów informacji); przeprowadzana jest logiczna struktura sieci LAN i ostatecznie wybierane są technologie sieciowe; opracowywany jest schemat logiczny samolotu.

Niezbędne obliczenia dla sieci LAN są wykonywane w następującej kolejności:

Wyznaczanie współczynnika obciążenia lokalu nieustrukturyzowanego śieć komputerowa:

(1.4)

gdzie Cmax to maksymalna szerokość pasma podstawowej technologii sieciowej.

Sprawdzenie spełnienia warunku obciążenia sieci LAN (domena kolizyjna):

(1.5)

gdzie jest współczynnikiem obciążenia sieci nieustrukturyzowanej lub domeny kolizyjnej - logicznego segmentu sieci LAN.

Uwaga: Jeśli warunki (1.5) nie są spełnione, konieczne jest wykonanie logicznej struktury sieci LAN:

sekwencyjnie podzielić sieć na segmenty logiczne (domeny kolizyjne) zgodnie z Nl.s. komputery w każdym segmencie logicznym, sprawdzające przy każdym warunku iteracji (1.5):

Zdefiniuj ruch międzygrupowy i ruch do serwera:

Określenie współczynnika obciążenia dla ruchu międzygrupowego i ruchu do serwera:

(1.6)

Jeżeli warunek (1.6) nie jest spełniony, należy przyjąć wartość Cmax dla wymiany międzygrupowej w sieci równą kolejnej najbardziej produktywnej wersji technologii podstawowej. Na przykład dla sieci Ethernet, Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, aż do spełnienia warunku (1.6).

Federalna Agencja ds. Edukacji

Państwowa wyższa uczelnia zawodowa

Uniwersytet Stanowy Amur

(GOU VPO „AmSU”)

Departament Energii

PROJEKT KURSU

na temat: Projektowanie dzielnicy sieć elektryczna

według dyscypliny Systemy i sieci elektroenergetyczne

Wykonawca

grupa uczniów 5402

A.V. Kravtsov

Lider

N.V. Savina

Błagowieszczeńsk 2010

Wprowadzenie

1. Charakterystyka obszaru projektowego sieci elektrycznej

1.1 Analiza zasilaczy

1.2 Charakterystyka konsumentów

1.3 Charakterystyka warunków klimatyczno-geograficznych

2. Obliczanie i prognozowanie charakterystyk probabilistycznych

2.1 Procedura obliczania charakterystyk probabilistycznych

3. Opracowanie możliwych opcji programu i ich analiza

3.1 Opracowanie możliwych opcji konfiguracji sieci elektrycznej i dobór konkurencyjnej

3.2 Szczegółowa analiza opcji konkurencyjnych

4. Wybór najlepszej opcji dla sieci elektrycznej

4.1 Algorytm obliczania kosztów zredukowanych

4.2 Porównanie konkurencyjnych opcji

5. Obliczanie i analiza trybów stacjonarnych

5.1 Ręczne obliczanie maksymalnego cła

5.2 Obliczanie wartości maksymalnej, minimalnej i po awarii oraz trybu na PVC

5.3 Analiza stanu ustalonego

6. Regulacja rozpływów napięć i mocy biernej w przyjętej wersji sieci

6.1 Metody regulacji napięcia

6.2 Regulacja napięcia w podstacjach obniżających

7. Określenie kosztów energia elektryczna

Wniosek

Lista wykorzystanych źródeł

WPROWADZENIE

Energetyka Federacji Rosyjskiej została zreformowana jakiś czas temu. Było to konsekwencją nowych trendów rozwojowych we wszystkich sektorach.

Główne cele reformy rosyjskiej elektroenergetyki to:

1. Zasobowe i infrastrukturalne wsparcie wzrostu gospodarczego przy jednoczesnym wzroście sprawności elektroenergetyki;

2. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego państwa, zapobieganie ewentualnemu kryzysowi energetycznemu;

3. Zwiększenie konkurencyjności rosyjskiej gospodarki na rynku zagranicznym.

Do głównych zadań reformy elektroenergetyki Federacji Rosyjskiej należą:

1. Stworzenie konkurencyjnych rynków energii elektrycznej we wszystkich regionach Rosji, w których organizacja takich rynków jest technicznie możliwa;

2. Stworzenie skutecznego mechanizmu redukcji kosztów w zakresie wytwarzania (wytwarzania), przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej oraz poprawy kondycji finansowej organizacji w przemyśle;

3. Promowanie oszczędności energii we wszystkich sferach gospodarki;

4. Stworzenie korzystnych warunków do budowy i eksploatacji nowych mocy do wytwarzania (wytwarzania) i przesyłu energii elektrycznej;

5. Stopniowa eliminacja subsydiowania skrośnego różnych regionów kraju i grup odbiorców energii elektrycznej;

6. Stworzenie systemu wsparcia dla grup ludności o niskich dochodach;

7. Zachowanie i rozwój ujednoliconej infrastruktury elektroenergetyki, w tym sieci szkieletowych i zarządzania dyspozycjami;

8. Demonopolizacja rynku paliw dla elektrociepłowni;

9. Stworzenie regulacyjnych ram prawnych dla reformy przemysłu, regulujących jego funkcjonowanie w nowych warunkach gospodarczych;

10. Reforma systemu regulacji, zarządzania i nadzoru państwa w elektroenergetyce.

Na Dalekim Wschodzie po reformie nastąpił podział ze względu na rodzaj działalności: działalność wytwórcza, przesyłowa i sprzedażowa zostały podzielone na odrębne spółki. Ponadto przesyłem energii elektrycznej przy napięciu 220 kV i wyższym zajmuje się JSC FGC, a przy napięciu 110 kV i niższym JSC „DRSK”. Zatem przy projektowaniu poziom napięcia (punkt przyłączenia) określi organizację, od której w przyszłości konieczne będzie zapytanie o warunki techniczne przyłączenia.

Celem KP jest zaprojektowanie regionalnej sieci elektrycznej zapewniającej niezawodne zasilanie odbiorców określonych w zleceniu projektowym

Realizacja celu wymaga wykonania następujących zadań:

Tworzenie opcji sieciowych

Wybór optymalnego układu sieci

Dobór rozdzielnic WN i NN

Obliczanie ekonomicznego porównania opcji sieciowych

Obliczanie trybów elektrycznych

1. CHARAKTERYSTYKA OBSZARU PROJEKTOWEGO SIECI ELEKTRYCZNEJ

1.1 Analiza zasilaczy

Jako źródła zasilania (PS) w zadaniu są ustawione: TPP i URP.

Na terytorium Chabarowska głównym IP są elektrownie cieplne. Khabarovskaya CHPP-1 i CHPP-3 znajdują się bezpośrednio w mieście Chabarowsk, a na północy terytorium Chabarowska znajdują się CHPP-1, CHPP-2, Mayskaya GRES (MGRES), Amurskaya CHPP. Wszystkie wyznaczone elektrociepłownie mają szyny 110 kV, a KhTPP-3 ma również szyny 220 kV. MGPS działa tylko w autobusach 35 kV

W mieście Chabarowsk ChTPP-1 jest „starszy” (uruchomienie większości turbozespołów - lata 60. - 70. ubiegłego wieku) znajduje się w południowej części miasta, w Okręgu Przemysłowym, ChTPP-3 znajduje się w Okręgu Północnym, niedaleko od KhNPZ ...

Chabarowska CHPP-3 - nowa CHPP ma najwyższe wskaźniki techniczno-ekonomiczne spośród elektrociepłowni systemu energetycznego i IES Wschodu. Czwarty blok CHPP (T-180) został oddany do eksploatacji w grudniu 2006 roku, po czym moc zainstalowana elektrowni osiągnęła 720 MW.

Jako URP można przyjąć jedną ze stacji 220/110 kV lub dużą stację 110/35 kV, w zależności od napięcia racjonalnego dla wybranej opcji sieci. SS 220/110 kV na terytorium Chabarowska obejmuje: SS "Khekhtsir", SS "RC", SS "Knyazevolklnka", SS "Urgal", SS "Start", SS "Parus" itp.

Umownie przyjmiemy, że CHPP-3 Chabarowskaja zostanie przyjęta jako elektrociepłownia, a podstacja Khekhtsir jako URP.

Rozdzielnica zewnętrzna 110 kV KhTPP-3 wykonana jest według schematu dwóch pracujących systemów magistrali z obejściem i wyłącznikiem sekcyjnym, a na stacji Khekhtsir - jednego działającego systemu szyn sekcyjnych z obejściem.

1.2 Charakterystyka konsumentów

Na terytorium Chabarowska większość konsumentów koncentruje się w dużych miastach. Dlatego przy obliczaniu charakterystyk probabilistycznych za pomocą programu „Obliczanie sieci” przyjmuje się stosunek odbiorców podany w tabeli 1.1.

Tabela 1.1 - Charakterystyka struktury odbiorców w projektowanych podstacjach

1.3 Charakterystyka warunków klimatyczno-geograficznych

Terytorium Chabarowska jest jednym z największych regionów Federacja Rosyjska... Jego powierzchnia wynosi 788,6 tys. Km2, co stanowi 4,5 proc. Terytorium Rosji i 12,7 proc. Dalekiego Wschodu. Terytorium Terytorium Chabarowskiego znajduje się w postaci wąskiego pasa na wschodnich obrzeżach Azji. Na zachodzie granica zaczyna się od Amuru i silnie wije się na północ, najpierw wzdłuż zachodnich ostróg grzbietu Bureinskiego, następnie wzdłuż zachodnich ostróg grzbietu Turan, pasm Ezoy i Yam-Alin, wzdłuż grzbietów Dżagdy i Dżug-Dyr. Dalej granica, przecinająca grzbiet Stanovoy, biegnie wzdłuż górnej dorzecza rzek Majów i Uchur, na północnym zachodzie - wzdłuż grzbietów Ket-Kap i Oleg-Itabyt, na północnym wschodzie wzdłuż grzbietu Suntar-Khayat.

Przeważająca część terytorium jest górzysta. Tereny równinne zajmują znacznie mniejszą część i rozciągają się głównie wzdłuż dorzeczy rzek Amur, Tugura, Uda, Amguni.

Klimat jest umiarkowany monsunowy, z mroźnymi zimami z małą ilością śniegu i gorącymi, wilgotnymi latami. Średnia temperatura stycznia: od -22 o C na południu do -40 o C na północy, na wybrzeżu od -15 do -25 o C; Lipiec: od +11 o C - w części przybrzeżnej, do +21 o C w regionach wewnętrznych i południowych. Roczne opady wahają się od 400 mm na północy do 800 mm na południu i 1000 mm na wschodnich stokach Sikhote-Alin. Okres wegetacyjny na południu regionu wynosi 170-180 dni. Wieczna zmarzlina jest szeroko rozpowszechniona na północy.

Terytorium Chabarowska należy do III regionu na lodzie

2. OBLICZANIE I PROGNOZOWANIE CHARAKTERYSTYKI PRAWDOPODOBIEŃSTWA

W tej sekcji oblicza się charakterystyki probabilistyczne wymagane do wyboru głównego wyposażenia projektowanej sieci oraz do obliczenia strat mocy i energii.

Jako dane początkowe posłużono się informacją o mocy zainstalowanej podstacji oraz typowymi wykresami obciążenia typowych odbiorców energii elektrycznej.

2.1 Procedura obliczania charakterystyk probabilistycznych

Obliczenia charakterystyk probabilistycznych przeprowadza się za pomocą programu „Obliczanie sieci”. To pakiet oprogramowania upraszcza zadanie znalezienia charakterystyk wymaganych do obliczeń. Przyjmując jako dane początkowe jedynie maksymalną moc czynną, rodzaj odbiorców oraz ich udział procentowy w stacji, uzyskujemy niezbędne charakterystyki probabilistyczne. Przyjęte rodzaje odbiorców energii elektrycznej przedstawiono w tabeli 1.1.

Jakościowo pokazujemy algorytm obliczeniowy. Jako przykład wykorzystamy dane z PS A.

Wyznaczenie średniej mocy podstacji w bieżącym okresie czasu

Obliczenia na lato są podobne do obliczeń na zimę, więc pokażemy obliczenia tylko dla zimy.

gdzie, - wartość obciążenia w i godzinie doby odpowiednio latem i zimą;

- liczba godzin użytkowania tego obciążenia na podstacji

Z „Obliczenia sieci” otrzymujemy A MW dla podstacji. MVAr.

Określenie efektywnej mocy podstacji w bieżącym okresie

W przypadku PS A otrzymujemy

MW, MVAr

Wyznaczenie średniej przewidywanej mocy

Korzystając ze wzoru na składane odsetki, określamy średnią przewidywaną moc.

gdzie jest średnia zdolność w bieżącym roku;

Względny wzrost obciążenia elektrycznego (dla AO \u003d 3,2%);

Rok, dla którego określa się obciążenie elektryczne;

Rok początku odliczania (pierwszy w rozważanym przedziale).

Określenie maksymalnej przewidywanej mocy podstacji

gdzie jest średnia moc podstacji;

Współczynnik studenta;

Współczynnik kształtu.

(2.5)

Współczynnik kształtu dla wykresu bieżącego i przewidywanego pozostanie taki sam, ponieważ wartości charakterystyk probabilistycznych zmieniają się proporcjonalnie.

W ten sposób otrzymaliśmy przewidywaną moc zainstalowaną podstacji. Ponadto, korzystając z „Obliczenia sieci”, otrzymujemy wszystkie inne charakterystyki probabilistyczne.

Należy zwrócić uwagę na to, że zainstalowana maksymalna moc całości w „wyliczeniu sieci” okazuje się czasami być większa niż ją ustaliliśmy. co jest fizycznie niemożliwe. Wynika to z faktu, że pisząc program „Obliczanie sieci” przyjęto współczynnik Studenta 1,96. Odpowiada to większej liczbie konsumentów, których nie mamy.

Analiza uzyskanych cech probabilistycznych

Zgodnie z danymi z „Obliczenia sieci” otrzymujemy moc czynną interesujących nas węzłów. Na podstawie współczynników biernych określonych w zadaniu dla centrali ustalamy moc bierną w każdym węźle

Wynikiem obliczeń dla tej sekcji jest obliczenie niezbędnych przewidywanych charakterystyk probabilistycznych, które podsumowano w załączniku A. Dla porównania, wszystkie niezbędne charakterystyki probabilistyczne mocy czynnej zestawiono w tabeli 2.1. Do dalszych obliczeń używa się tylko przewidywanych charakterystyk probabilistycznych. Moce bierne są obliczane na podstawie wzoru (2.6) i odzwierciedlone w Załączniku A.

Tabela 2.1 - Charakterystyki prawdopodobieństwa wymagane do obliczeń

PS	Charakterystyka prawdopodobieństwa, MW
	Podstawowy				Przewidywane

I	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
W	35	23,96	24,92	7,64	41,23	26,71	29,36	9,00
re	58	39,7	41,29	12,66	68,38	44,26	48,69	14,92

3. OPRACOWANIE MOŻLIWYCH OPCJI SCHEMATÓW I ICH ANALIZA

Celem tej sekcji jest porównanie i wybór najbardziej ekonomicznie wykonalnych opcji dla sieci elektrycznej danego obszaru odbiorców. Warianty te wymagają uzasadnienia, należy podkreślić ich zalety i wady oraz przetestować ich praktyczną wykonalność. Jeśli wszystkie z nich można zaimplementować, to ostatecznie wybiera się dwie opcje, z których jedna ma minimalną całkowitą długość linii w projekcie jednoobwodowym, a druga z minimalną liczbą przełączników.

3.1 Opracowanie możliwych opcji konfiguracji sieci elektrycznej i wybór konkurencyjnej

Zasady sieci

Schematy sieci elektroenergetycznych powinny zapewniać niezbędną niezawodność zasilania, wymaganą jakość energii u odbiorców, wygodę i bezpieczeństwo sieci, możliwość jej dalszej rozbudowy i przyłączania nowych odbiorców przy najniższych kosztach. Sieć elektryczna musi mieć również niezbędną wydajność i elastyczność. / 3, s. 37 /.

W praktyce projektowej do budowy racjonalnej konfiguracji sieci stosuje się metodę wariacyjną, zgodnie z którą zarysowuje się kilka opcji dla danej lokalizacji odbiorców, a wybór najlepszej z nich dokonuje się na podstawie porównania techniczno-ekonomicznego. Proponowane opcje nie powinny być przypadkowe - każda opiera się na wiodącej zasadzie budowy sieci (sieć radialna, pierścień itp.) / 3, s. 37 /.

Przy opracowywaniu konfiguracji wariantów sieci stosuje się następujące zasady:

1 Odbiorniki kategorii I należy zasilać prądem z dwóch niezależnych źródeł, przez co najmniej dwie niezależne linie, a przerwa w ich zasilaniu dopuszczalna jest tylko na czas automatyczna aktywacja zasilanie rezerwowe / 3, p.1.2.18 /.

2 W przypadku odbiorców kategorii II w większości przypadków zapewniają one również zasilanie na dwóch oddzielnych liniach lub na linii dwuobwodowej

3 W przypadku odbiorcy elektrycznego kategorii III wystarczy jedna linia zasilania.

4 Eliminacja zwrotnych przepływów mocy w sieciach otwartych

5 Zaleca się rozgałęzienie sieci elektrycznej w węźle obciążenia

6 Sieci pierścieniowe muszą mieć jeden poziom napięcia znamionowego.

7 Zastosowanie simple obwody elektryczne rozdzielnice z minimalną ilością transformacji.

8 Opcja sieciowa powinna zapewniać wymagany poziom niezawodności zasilania

9 Sieci magistralne mają, w porównaniu z sieciami pierścieniowymi, większą długość jednotorowych linii napowietrznych, mniej skomplikowane obwody rozdzielnic mają niższy koszt strat energii elektrycznej; sieci pierścieniowe są bardziej niezawodne i wygodne w użyciu operacyjnym

10 Konieczne jest zapewnienie rozwoju obciążeń elektrycznych w punktach poboru

11 Wariant sieci elektrycznej musi być technicznie wykonalny, tj. Muszą być wykonane transformatory dla rozpatrywanego obciążenia oraz przekroje linii dla rozpatrywanego napięcia.

Rozwój, porównanie i dobór opcji konfiguracji sieci

Obliczenie wskaźników porównawczych proponowanych opcji sieciowych przedstawiono w dodatku B.

Uwaga: dla wygody pracy w programach obliczeniowych oznaczenia literowe PS zostały zastąpione odpowiednimi cyfrowymi.

Biorąc pod uwagę lokalizację podstacji, ich pojemność, proponuje się cztery opcje podłączenia konsumentów do OD.

W pierwszym wariancie zasilanie trzech podstacji odbywa się z TPP zgodnie z obwodem pierścieniowym. Czwarty SS G (4) jest zasilany przez TPP i URP. Zaletą tej opcji jest niezawodność wszystkich konsumentów, ponieważ wszystkie podstacje w tej opcji będą miały dwa niezależne źródła zasilania. Ponadto schemat jest wygodny do kontroli wysyłki (wszystkie podstacje są tranzytowe, co ułatwia wyjęcie do naprawy i pozwala szybko zarezerwować konsumentów).

Rysunek 1 - Opcja 1

Aby zmniejszyć prąd w trybie PA (gdy jedna z sekcji głowicy jest wyłączona) w pierścieniu SS 1, 2, 3, proponuje się opcję 2, w której SS 2 i 3 działają w pierścieniu, a SS 1 jest zasilany z dwutorowej linii napowietrznej. Rysunek 2.

koszt napięcia sieci elektrycznej

Rysunek 2 - Opcja 2

Aby wzmocnić połączenie między rozważanymi ośrodkami elektroenergetycznymi, podano opcję 3, w której podstacje 3 i 4 są zasilane z TPP i URP. Ta opcja gorsze od pierwszych dwóch o długości linii napowietrznej, jednak następuje wzrost niezawodności schematu zasilania dla odbiorców podstacji V (3). Rycina 3.

Rysunek 3 - Opcja 3

W opcji nr 4 najpotężniejszy odbiorca podstacji 4 jest przydzielony do oddzielnego zasilania poprzez dwutorową linię napowietrzną z TPP. W tym przypadku połączenie między TPP i URP jest mniej skuteczne, jednak PS G (4) działa niezależnie od reszty PS. Ryc.4.

Rysunek 4 - Opcja 4

Aby uzyskać pełne porównanie, należy wziąć pod uwagę napięcia dla zalecanych opcji sieciowych.

Korzystając ze wzoru Illarionova, określamy racjonalne poziomy naprężeń dla wszystkich rozważanych sekcji głowicy i promieniowych linii napowietrznych:

,(3.1)

gdzie jest długość odcinka, na którym określa się napięcie;

Czy przepływ mocy jest przenoszony przez tę sekcję.

Aby określić naprężenie w pierścieniu, konieczne jest określenie racjonalnego naprężenia na sekcjach głowy. W tym celu wyznacza się strumienie maksymalnej mocy czynnej w sekcjach czołowych przy założeniu braku strat mocy w sekcjach. Ogólnie:

,(3.2)

,(3.3)

gdzie P i jest maksymalną przewidywaną mocą obciążenia ja węzeł;

l i0`, l i0 '' - długości linii od ja -ty punkt sieci na odpowiadający koniec (0 'lub 0' ') rozszerzonego obwodu zastępczego sieci pierścieniowej, gdy jest on odcinany w punkcie źródła zasilania;

l 0'-0 '' - całkowita długość wszystkich odcinków sieci pierścieniowej. / 4, s 110 /

W ten sposób otrzymujemy napięcia dla odcinków interesujących nas obwodów, których obliczenie znajduje odzwierciedlenie w dodatku B. Dla wszystkich rozważanych sekcji obliczone napięcie racjonalne wynosi 110 kV.

Porównanie opcji przedstawiono w tabeli 3.1

Tabela 3.1 - Parametry opcji sieciowych

Na podstawie wyników wstępnego porównania wybieramy opcje 1 i 2 do dalszego rozważenia.

3.2 Szczegółowa analiza opcji konkurencyjnych

W tej podpunkcie konieczne jest oszacowanie ilości wyposażenia niezbędnego do niezawodnego i wysokiej jakości zasilania odbiorców: transformatory, linie elektroenergetyczne, moc urządzeń kompensacyjnych, obwody rozdzielnic. Ponadto na tym etapie ocenia się wykonalność techniczną (wykonalność) wdrożenia proponowanych wariantów.

Dobór liczby i wydajności urządzeń kompensujących

Kompensacja mocy biernej celowo wpływa na bilans mocy biernej w węźle systemu elektroenergetycznego w celu regulacji napięcia oraz w sieciach dystrybucyjnych w celu ograniczenia strat energii elektrycznej. Odbywa się to za pomocą urządzeń kompensujących. Aby utrzymać wymagane poziomy napięć na węzłach sieci elektrycznej, pobór mocy biernej musi być zapewniony z wymaganą mocą generowaną z uwzględnieniem wymaganej rezerwy. Na generowaną moc bierną składa się moc bierna generowana przez generatory elektrowni oraz moc bierna urządzeń kompensacyjnych umieszczonych w sieci elektrycznej i instalacjach elektrycznych odbiorców energii elektrycznej.

Środki kompensacji mocy biernej w podstacjach pozwalają na:

· Zmniejszyć obciążenie transformatorów, zwiększyć ich żywotność;

· Aby zmniejszyć obciążenie przewodów, kabli, używać ich z mniejszym przekrojem;

· Poprawa jakości energii elektrycznej u odbiorców elektrycznych;

· Zmniejszyć obciążenie sprzętu przełączającego poprzez zmniejszenie prądów w obwodach;

· Zmniejszenie kosztów energii.

Dla każdej podstacji wstępną wartość mocy WHB określa wzór:

,(3.4)

Maksymalna moc bierna węzła obciążenia, MVAr;

Maksymalna moc czynna węzła obciążenia, MW;

Współczynnik mocy biernej określony zarządzeniem Ministerstwa Przemysłu i Energii nr 49 (dla sieci 6-10 kV \u003d 0,4) / 8 /;

Rzeczywista moc KU, MVAr;

Moc znamionowa KU ze standardowego zakresu oferowanego przez producentów, MVAr;

- liczba urządzeń.

Określenie ilości nieskompensowanej mocy, która przepłynie przez transformatory, określa wyrażenie:

(3.6)

Nieskompensowana zimowa (prognozowana) moc bierna podstacji;

Typ i liczbę zaakceptowanych jednostek KU podsumowano w tabeli 3.2. Szczegółowe obliczenia podano w Załączniku B.

Ponieważ jest to projekt kursu, typy jednostek kondensatorów są podobne (z odłącznikiem w ogniwie wejściowym - 56 i lewym położeniem ogniwa wejściowego - UKL)

Tabela 3.2 - Typy KU stosowane w podstacji projektowanej sieci.

Dobór przewodów do ekonomicznych przedziałów prądowych.

Całkowity przekrój przewodów linii napowietrznej przyjmuje się zgodnie z tabelą. 43.4, 43.5 / 6, s. 241-242 / w zależności od prądu znamionowego, napięcia znamionowego linii, materiału i ilości łańcuchów nośnych, terenu na lodzie i regionu kraju.

Dla doboru ekonomicznego przekroju przewodów obliczane są: dla linii sieci głównej - oszacowane długookresowe przepływy mocy; dla linii sieci dystrybucyjnej - łączne maksymalne obciążenie podstacji podłączonych do tej linii, przy przekroczeniu maksimum systemu elektroenergetycznego.

Przy określaniu prądu projektowego nie należy uwzględniać wzrostu prądu podczas wypadków lub napraw jakichkolwiek elementów sieci. Wartość jest określana przez wyrażenie

gdzie jest linia bieżąca w piątym roku jej eksploatacji;

Współczynnik uwzględniający zmianę prądu na przestrzeni lat eksploatacji;

Współczynnik uwzględniający liczbę godzin użytkowania maksymalnego obciążenia linii T m oraz jego wartość przy maksymalnym EPS (określony przez współczynnik K M).

Wprowadzenie współczynnika uwzględnia czynnik różnicy w czasie kosztów w obliczeniach techniczno-ekonomicznych. Dla linii napowietrznych 110-220 kV przyjmuje się \u003d 1,05, co odpowiada matematycznemu oczekiwaniu określonej wartości w strefie najczęstszych szybkości wzrostu obciążenia.

Przyjmuje się, że wartość KM jest równa stosunkowi obciążenia linii na godzinę maksymalnego obciążenia systemu elektroenergetycznego do własnego maksymalnego obciążenia linii. Uśrednione wartości współczynnika α T przyjęto zgodnie z tabelą. 43.6. / 6, s. 243 / .

Aby wyznaczyć prąd na 5 rok eksploatacji, podczas projektowania wstępnie przewidzieliśmy obciążenia w sekcji 3. Tym samym pracujemy już z przewidywanymi obciążeniami. Następnie, aby znaleźć prąd w piątym roku eksploatacji, potrzebujemy

,(3.8)

gdzie jest maksymalna zimowa (przewidywana) moc czynna podstacji;

Nieskompensowana zimowa (przewidywana) moc bierna podstacji;

Znamionowe napięcie sieciowe;

Liczba łańcuchów w linii.

Na terytorium Chabarowska III region jest zabrany na lód.

W przypadku dwóch wariantów sieci obliczeniowe przekroje na wszystkich przekrojach przedstawiono w tabeli 3.3. W przypadku długookresowych dopuszczalnych prądów należy sprawdzić stan nagrzewania przewodów. Oznacza to, że jeśli prąd w linii w trybie powypadkowym jest mniejszy niż dopuszczalny przez długi czas, to dla tej linii można wybrać ten przekrój przewodu.

Tabela 3.3 - Przekroje przewodów w opcji 1

Gałęzie	Prąd znamionowy, A.	Wybrana marka drutu	Liczba łańcuchów	Marka wsparcia
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

Tabela 3.2 - Przekroje przewodów w opcji 2

Gałęzie	Prąd znamionowy, A.	Wybrana marka drutu	Liczba łańcuchów	Marka wsparcia
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	2хАС-240/32	2	PB 110-4

Wszystkie otrzymane przewody przeszły kontrolę PA.

Dobór mocy i liczby transformatorów

Doboru transformatorów dokonuje się zgodnie z obliczoną mocą dla każdego z węzłów. Ponieważ w każdej podstacji mamy co najmniej 2 kategorie odbiorców, konieczne jest zainstalowanie 2 transformatorów na wszystkich podstacjach.

Obliczoną moc do wyboru transformatora określa wzór

,(3.9)

gdzie jest średnia moc czynna w zimie;

Liczba transformatorów w podstacji, w naszym przypadku;

Optymalny współczynnik obciążenia transformatorów (dla podstacji z dwoma transformatorami \u003d 0,7).

Ostatnim krokiem sprawdzania transformatorów jest sprawdzenie obciążenia po awarii.

Ten test moduluje sytuację przeniesienia obciążenia dwóch transformatorów na jeden. W takim przypadku współczynnik obciążenia powypadkowego musi spełniać następujący warunek

,(3.10)

gdzie jest współczynnik obciążenia po awarii transformatora.

Rozważmy na przykład dobór i testowanie transformatora w podstacji 2

MBA

Akceptujemy transformatory TRDN 25000/110.

Transformatory dla wszystkich podstacji dobierane są w ten sam sposób. Wyniki doboru transformatorów przedstawiono w tabeli 3.2.

Tabela 3.2 - Transformatory mocy dobrane do projektowanej sieci.

Wybór optymalnej instalacji reaktora w podstacji.

Obwody rozdzielnic wysokiego napięcia.

Tranzyt mocy odbywa się przez większą liczbę podstacji, dlatego najlepszą opcją dla nich jest obwód mostkowy z przełącznikami w obwodach transformatorowych, z nieautomatyczną zworką naprawczą po stronie linii.

Obwody rozdzielnic WN są określane przez położenie podstacji w sieci, napięcie w sieci, liczbę połączeń. Ze względu na ich położenie w sieci wysokiego napięcia wyróżnia się następujące typy stacji: , przejście, rozgałęzienie i koniec. Węzły i stacje przejściowe są podstacjami tranzytowymi, ponieważ moc przesyłana linią przechodzi przez szyny zbiorcze tych podstacji.

W tym projekcie kursu na wszystkich podstacjach tranzytowych zastosowano schemat „Mostek z przełącznikiem w obwodach liniowych” w celu zapewnienia jak największej niezawodności przepływów tranzytowych. Dla podstacji typu dead-end, zasilanej dwutorową linią napowietrzną, zastosowano schemat „dwóch bloków transformatorowych linii” z obowiązkowym zastosowaniem SZR po stronie nn. Schematy te znajdują odzwierciedlenie na pierwszym arkuszu części graficznej.

4. WYBÓR OPTYMALNEJ OPCJI SCHEMATU SIECI ELEKTRYCZNEJ

Cel tej sekcji jest już zawarty w jej tytule. Należy jednak zaznaczyć, że kryterium porównania opcji w tym dziale będzie ich atrakcyjność ekonomiczna. Porównanie to zostanie przeprowadzone po skorygowanych kosztach dla różnych części schematów projektu.

4.1 Algorytm obliczania kosztów zredukowanych

Zmniejszone koszty określa wzór (4.1)

gdzie E jest standardowym współczynnikiem porównawczej efektywności inwestycji kapitałowych, E \u003d 0,1;

K - inwestycje kapitałowe wymagane do budowy sieci;

I - roczne koszty eksploatacji.

Inwestycje kapitałowe w budowę sieci obejmują inwestycje kapitałowe w linie napowietrzne i podstacje

, (4.2)

gdzie K VL - inwestycje kapitałowe na budowę linii;

K SS - inwestycje kapitałowe na budowę stacji elektroenergetycznych.

Na podstawie parametrów porównawczych widać, że w tym konkretnym przypadku konieczne będzie uwzględnienie inwestycji w budowę napowietrznych linii przesyłowych.

Inwestycje kapitałowe w budowę linii składają się z kosztów prac geodezyjnych i przygotowania trasy, kosztu zakupu podpór, przewodów, izolatorów i innego wyposażenia, ich transportu, montażu i innych prac i są określone wzorem (4.3)

gdzie jest jednostkowy koszt budowy jednego kilometra linii.

Na koszty inwestycyjne budowy stacji elektroenergetycznej składają się koszty przygotowania terenu, zakupu transformatorów, przełączników i innego wyposażenia, koszty instalacji itp.

gdzie - koszty kapitałowe budowy rozdzielnicy zewnętrznej;

Koszty kapitałowe zakupu i instalacji transformatorów;

Stała część kosztów podstacji w zależności od typu rozdzielnicy zewnętrznej i U nom;

Koszty kapitałowe zakupu i instalacji WHB.

Inwestycje kapitałowe są określane za pomocą zagregowanych wskaźników kosztu poszczególnych elementów sieci. Całkowite nakłady inwestycyjne są korygowane do bieżącego roku przy użyciu stopy inflacji w stosunku do cen z 1991 r. Porównując rzeczywisty koszt dzisiejszych linii napowietrznych, wskaźnik inflacji dla linii napowietrznych w tym KP wynosi k infL \u003d 250, a dla elementów podstacji k infL \u003d 200.

Drugim ważnym wskaźnikiem techniczno-ekonomicznym są koszty eksploatacji (koszty) wymagane do eksploatacji urządzeń i sieci energetycznych przez okres jednego roku:

gdzie koszty bieżących napraw i eksploatacji, w tym przeglądów i badań prewencyjnych, określa (4.6)

Koszty amortyzacji za rozpatrywany okres pracy (T cl \u003d 20 lat), wzór (4.7)

Koszt strat energii elektrycznej określa wzór (4.8)

gdzie są stawki rocznych potrąceń za naprawę i eksploatację linii napowietrznych i podstacji (\u003d 0,008; \u003d 0,049).

Koszty amortyzacji

gdzie jest rozpatrywana żywotność sprzętu (20 lat)

Koszt strat energii elektrycznej

, (4.8)

gdzie jest utrata energii elektrycznej, kWh;

С 0 - koszt strat 1 MWh energii elektrycznej. (W zadaniu dla panelu sterowania ta wartość wynosi C 0 \u003d 1,25 rubla / kWh.

Straty energii elektrycznej są określane przez przepływy mocy efektywnych i obejmują straty w napowietrznych liniach przesyłowych, transformatorach i ALK w sezonie zimowym i letnim.

gdzie jest utrata energii elektrycznej w OHTL

Straty mocy w transformatorach

Straty energii elektrycznej w urządzeniach kompensacyjnych

Straty energii elektrycznej w napowietrznych liniach przesyłowych określa się w następujący sposób

, (4.10)

gdzie jest przepływ efektywnej mocy czynnej zimowej i letniej przez linię, MW;

Efektywny przepływ mocy biernej zimą i latem przez linię; MVAr;

T z, T l - odpowiednio liczba zim - 4800 i latem - 3960 godzin;

(4.11)

Straty w KU. Ponieważ wszystkie podstacje są wyposażone w baterie kondensatorów lub statyczne kompensatory tyrystorowe (STC), straty w CU będą wyglądać następująco

, (4.12)

gdzie - określone straty mocy czynnej w urządzeniach kompensacyjnych, w tym przypadku - 0,003 kW / kvar.

Poziomy napięć PS nie różnią się w obu wersjach, dlatego przy porównywaniu można zignorować transformatory, urządzenia kompensacyjne i straty w nich (będą takie same).

4.2 Porównanie konkurencyjnych opcji

Ponieważ w porównywanych wariantach występuje jeden poziom napięcia, więc transformatory i liczba w nich urządzeń kompensujących pozostaną niezmienione. Dodatkowo PS G (4) jest zasilany w identyczny sposób w dwóch wersjach, dlatego nie bierze udziału w porównaniu.

Różnią się tylko linie (długość i przekrój przewodu) oraz rozdzielnice zasilające PS A, B i C, wówczas przy porównaniu warto wziąć pod uwagę tylko różnicę w inwestycjach kapitałowych w sieci i rozdzielnice wyznaczonych obiektów.

Porównanie wszystkich innych parametrów w tej sekcji nie jest wymagane. Obliczenie to podano w dodatku B.

Na podstawie wyników obliczeń skonstruujemy tabelę 4.1, zawierającą główne wskaźniki do porównywania atrakcyjności ekonomicznej każdej opcji

Tabela 4.1 - Wskaźniki ekonomiczne do porównywania opcji.

W ten sposób otrzymaliśmy najbardziej optymalną wersję schematu sieci, która spełnia wszystkie wymagania i jest jednocześnie najbardziej ekonomiczna - Wariant 1.

5. OBLICZANIE I ANALIZA TRYBÓW STAŁYCH

Celem tej sekcji jest obliczenie typowych stanów ustalonych charakterystycznych dla tej sieci oraz określenie warunków ich dopuszczalności. W takim przypadku należy ocenić możliwość istnienia „skrajnych” modów i wielkości strat mocy w różnych elementach sieci

5.1 Ręczne obliczanie trybu maksymalnego

Przygotowanie danych do ręcznego obliczenia trybu maksymalnego

Do ręcznego obliczenia trybu należy przede wszystkim znać parametry obwodu zastępczego. Kompilując to, wyszliśmy z faktu, że każda podstacja ma 2 transformatory działające osobno dla połowy obciążenia. Rozprowadzamy moc ładowania linii do jej węzłów; transformatory są reprezentowane przez obwód w kształcie litery L, w którym gałąź przewodnictwa poprzecznego jest reprezentowana przez straty bez obciążenia (XX).

Obwód zastępczy pokazano na rysunku 5 oraz na arkuszu części graficznej projektu.

Rysunek 5 - Równoważny obwód do obliczania trybu.

Parametry węzłów obwodów zestawiono w tabeli 5.1.

Tabela 5.1 - Parametry równoważnych węzłów obwodów

Nr węzła	Typ węzła	Węzeł U nom, kV	R n, MW	Q n, MVAr
1	2	3	4	5
6	Balansowy	110
5	Balansowy	110
1	Załaduj	110
11	Załaduj	10	14,7	5,7
12	Załaduj	10	14,7	5,7
2	Załaduj	110
21	Załaduj	10	17,7	6,95
22	Załaduj	10	17,7	6,95
3	Załaduj	110
31	Załaduj	10	20,6	8,2
32	Załaduj	10	20,6	8,2
4	Załaduj	110
41	Załaduj	10	34,2	13,7
42	Załaduj	10	34,2	13,7

Parametry gałęzi podano w tabeli 5.2.

Tabela 5.2 - Parametry równoważnych rozgałęzień obwodów

Nr węzła początkowego gałęzi	Nr węzła końcowego rozgałęzienia	Marka drutu	Aktywny opór gałęzi, Ohm	Reaktancja gałęzi, Ohm	Moc ładowania linii, MVAr
1	2	3	4	5	6
5	4	АС 240/32	2,7	9	0,76
6	4	АС 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	АС 240/32	8	8,1	0,68

Aby obliczyć przepływy mocy na liniach, należy obliczyć obliczone obciążenia, które obejmują bezpośrednio obciążenia stacji, straty w transformatorach i moc ładowania linii.Przykład obliczenia tej wartości podano w / 5, str. 49-52 /.

Całkowite straty w 2 transformatorach PS 1;

Połowa pojemności ładowania linii 1-5 i 1-2.

Tryb algorytmu obliczeniowego

Ręczne obliczenie trybu najbardziej ekonomicznie wykonalnej wersji schematu sieciowego zostanie przeprowadzone przy użyciu pakietu matematycznego MathCAD 14.0. Szczegółowe wyliczenie trybu przedstawiono w załączniku D. . W załączniku D przedstawiono obliczenia trybów z wykorzystaniem PVC: normalne maksimum i minimum oraz po awarii (PA).

Pokrótce pokażemy etapy ręcznej kalkulacji reżimu.

Mając obciążenia projektowe w czterech głównych węzłach obwodu, przedstawiamy główne etapy obliczeń.

Początkowo przepływy mocy odnajdujemy w rozdziałach 6-4 i 6-5. Na przykład napiszemy w sekcji 6-4

(5.2)

Suma sprzężonych kompleksów rezystancji między zasilaczami

Następnie oblicza się strumienie mocy dla pozostałych gałęzi bez uwzględnienia strat i wyznacza punkty linii podziału strumienia dla mocy czynnej i biernej. W naszym przypadku te sekcje nie będą istnieć, jednak będzie moc wyrównawcza, która wynika z różnicy napięć na MT.

gdzie są sprzężone kompleksy napięć zasilających.

Po wyznaczeniu mocy wyrównawczej wyznacza się rzeczywiste przepływy mocy na głównych odcinkach sieci.

Po określeniu rozpływów mocy we wszystkich obszarach znajdujemy punkty separacji przepływów dla mocy czynnej i biernej. Punkty te są zdefiniowane w miejscach, w których następuje zmiana kierunku przepływu mocy. W naszym przypadku węzeł 4 będzie punktem separacji przepływu pod względem mocy czynnej i biernej.

W dalszych obliczeniach przecinamy pierścień w punktach rozdzielenia przepływów i obliczamy przepływy mocy w tych odcinkach uwzględniając straty mocy w nich jak dla sieci rozgałęzionej. Na przykład

(5.5)

(5.6)

Znając strumienie mocy we wszystkich sekcjach, określamy napięcia we wszystkich węzłach. Na przykład w węźle 4

(5.7)

5.2 Obliczanie trybu maksymalnego, minimalnego i powypadkowego przy użyciu PVC

Krótki opis wybranego PVC

Jako PVC wybraliśmy SDO-6. Ten PVK ma na celu rozwiązanie problemów analizy i syntezy pojawiających się przy badaniu stanów ustalonych styków styropianu i może być stosowany w eksploatacji i projektowaniu styropianu w ramach zautomatyzowanego systemu sterowania CAD i AWP EPS.

Modele PVC działają i działają różne urządzenia, przeznaczony do sterowania napięciami, rozpływami, wytwarzaniem i poborem mocy czynnej i biernej, a także pracą niektórych typów automatyki awaryjnej - od udarów, przez wzrost / spadek napięcia

PVK zawiera dość kompletny opis matematyczny głównych elementów sieci EPS - obciążenia (charakterystyki statyczne dla U if), generacja (uwzględniająca straty w generatorze w trybie SC, zależność Qspl (Pg)), dławiki przełączane, linie, transformatory liniowo-dodatkowe, 2- xi 3 uzwojenia z regulacją wzdłużno-poprzeczną i sprzężoną.

PVK zapewnia prace nad schematem projektowym sieci EPS, w skład której wchodzą wyłączniki jako elementy rozdzielnic stacji i podstacji.

PVC zapewnia wydajne i niezawodne rozwiązanie problemów dzięki redundancji kompozycji algorytmów ich rozwiązania.

PVR to wygodny i skuteczny sposób osiągania celów zdefiniowanych przez użytkownika. Obejmuje znaczną liczbę funkcji głównych i pomocniczych.

Główne funkcje obejmują:

1) obliczenie stanu ustalonego EPS o deterministycznym charakterze informacji z uwzględnieniem i bez uwzględnienia zmiany częstotliwości (modyfikacja metody Newtona-Raphsona);

2) obliczenie granicznego stanu ustalonego przy różne sposoby kryteria ważenia i ukończenia;

3) obliczenie dopuszczalnego stanu ustalonego;

4) obliczenie optymalnego stanu ustalonego (metoda uogólnionego gradientu zredukowanego);

Za straty mocy czynnej i biernej w sieci EPS;

Kosztem wytwarzania energii elektrycznej;

5) uzyskanie wymaganych wartości dla poszczególnych parametrów modu (moduły napięciowe, generacje czynne i bierne itp.) Z doborem składu składowych wektora rozwiązania;

6) definicja „ słabe punkty„w sieci EPS i analiza na tej podstawie trybów ograniczania;

7) utworzenie ekwiwalentu schematu obliczeń EES uzyskanego przez wykluczenie określonej liczby węzłów (metoda Warda);

8) uzyskanie odpowiednika schematu projektowego sieci dostosowanego do danych warunków projektowych oraz określenie charakterystyk funkcjonalnych odrzuconej sieci wchodzącej w skład węzłów granicznych;

9) obliczenie statycznej nieokresowej stabilności trybu EPS na podstawie analizy współczynników równania charakterystycznego;

10) analiza stabilności dynamicznej trybu EPS w odniesieniu do zadanego zestawu obliczonych zaburzeń z uwzględnieniem szerokiej gamy narzędzi automatyki awaryjnej, zarówno tradycyjnych, jak i obiecujących, z możliwością symulacji pochodnych ich praw sterowania. Ta funkcja jest zapewniona przez możliwość wspólnej pracy PVK SDO-6 i PVK PAU-3M (opracowane przez SEI) i jest dostarczana klientowi podczas nawiązywania stosunków umownych z twórcami PVK PAU-3M.

Funkcje wspierające obejmują:

1) analiza i wyszukiwanie błędów w danych źródłowych;

2) korekta składu elementów schematu obliczeniowego sieci SWE, parametrów modowych i warunków projektowych;

3) tworzenie i przechowywanie na zewnętrznych nośnikach danych własnego archiwum danych o schematach projektowych sieci EPS;

4) praca z danymi w ujednoliconym formacie CDU (eksport / import);

5) prezentacja i analiza informacji wyjściowych za pomocą różnych tabel i wykresów;

6) wyświetlanie wyników obliczeń na wykresie schematu obliczeniowego sieci.

PVC zawiera wygodny i elastyczny język sterowania zadaniami zawierający do 70 dyrektyw sterujących (poleceń). Za ich pomocą można ustawić dowolną kolejność wykonywania jego funkcji głównych i pomocniczych podczas pracy w trybie wsadowym.

PVK jest rozwijany i wdrażany w FORTRAN, TurboCI. Może pracować w ramach oprogramowania dla centrów obliczeniowych wyposażonych w CM-1700 i komputer PC (MS DOS).

PVC ma następujące główne cechy techniczne:

Maksymalna ilość schematów projektowych jest określana przez dostępne zasoby pamięci komputera i dla aktualnej wersji PVC wynosi co najmniej 600 węzłów i 1000 rozgałęzień;

Tam są oprogramowanie do konfigurowania i generowania PVC dla wymaganego składu elementów i ilości schematów projektu sieci;

Możliwa jest praca w trybie wsadowym i dialogowym.

PVC może być replikowany i dostarczany użytkownikowi na taśmie magnetycznej i / lub dyskietce jako część modułu ładującego i dokumentacji do jego obsługi i użytkowania.

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

Organizacja: Siberian Power Engineering Institute SB AN RUSSIA

Przygotowanie danych do obliczeń w SDO 6

Ponieważ w SDO6 wystarczy użyć wartości napięcia znamionowego i mocy obciążeń (generacji) do zdefiniowania węzła, to do stworzenia tablicy danych w tym obwodzie PVC wystarczy posłużyć się tabelą 5.1.

Aby ustawić parametry linii w SDO 6, oprócz złożonej rezystancji, dodaje się przewodnictwo pojemnościowe, a nie moc ładowania, jak w obliczeniach ręcznych. Dlatego oprócz tabeli 5.2 należy ustawić przewodnictwo pojemnościowe w tabeli 5.3.

Tabela 5.3 - Przewodnictwo pojemnościowe nóg

Początkowo, w obliczeniach ręcznych, wykorzystaliśmy straty bez obciążenia transformatora do zdefiniowania poprzecznej gałęzi przewodności. Aby określić transformatory w PVC, należy zamiast tego użyć przewodności tej gałęzi, które przedstawiono w tabeli 5.4. Wszystkie inne dane są takie same, jak w przypadku obliczeń ręcznych (dodatek E).

Tabela 5.4 - Przewodnictwo poprzeczne transformatorów

Analiza porównawcza ręcznego obliczenia trybu maksymalnego i obliczenia za pomocą PVC

Aby porównać obliczenia w kompleksie wojskowo-przemysłowym i instrukcji, konieczne jest określenie parametrów porównawczych. W takim przypadku porównamy wartości napięć we wszystkich węzłach i liczbę przełączników zaczepów w transformatorach. To wystarczy, aby stwierdzić przybliżoną rozbieżność między obliczeniami ręcznymi i maszynowymi.

Porównajmy wstępnie naprężenia we wszystkich węzłach, wyniki zestawiono w tabeli 5.5.

Tabela 5.5 - Porównanie naprężeń do obliczeń ręcznych i maszynowych

Nr węzła	Obliczenia ręczne, kV	PVC SDO-6. , kV	Różnica,%
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

Na podstawie wyników porównania możemy stwierdzić, że przy dokładności obliczeń 5% dla PVC mamy wystarczającą dokładność obliczeń. Zakładając, że zaczepy transformatorów w obu obliczeniach są zbieżne.

5.3 Analiza stanu ustalonego

Struktura strat energii elektrycznej

Przeanalizujmy struktury strat dla trzech modów, obliczone za pomocą PVC.

Strukturę strat dla 3 trybów przedstawia tabela 5.6.

Tabela 5.6 - Struktura strat w rozważanych modach

Analiza poziomów naprężeń w węzłach

Do analizy poziomów naprężeń obliczane są najcięższe mody PA i tryb obciążeń minimalnych.

Ponieważ musimy utrzymać pożądane poziomy napięcia we wszystkich trzech trybach, różnice będą dotyczyły liczby przełączników zaczepów.

Napięcia uzyskane w rozważanych trybach przedstawiono w tabeli 5.7.

Tabela 5.7 - Rzeczywiste naprężenia po dolnych stronach podstacji

Wszystkie niezbędne limity napięcia po stronie niskiego napięcia są utrzymywane we wszystkich trzech trybach.

Z obliczeń i analizy wszystkich rozważanych trybów wynika, że \u200b\u200bprojektowana sieć pozwala na utrzymanie wymaganych poziomów napięć zarówno w trybie normalnym, jak i pogotowia.

W ten sposób zaprojektowana sieć pozwala niezawodnie i efektywnie zaopatrywać odbiorców w energię elektryczną.

6. REGULACJA NAPIĘCIA I PRZEPŁYWÓW MOCY BIERNEJ W AKCEPTOWANYM OPCJI SIECIOWEJ

Celem tej sekcji jest wyjaśnienie i opis zastosowania zastosowanych środków regulacji napięcia.

6.1 Metody regulacji napięcia

Napięcie sieciowe stale się zmienia wraz ze zmianą obciążenia, trybem pracy zasilacza, rezystancją obwodu. Odchylenia napięcia nie zawsze mieszczą się w dopuszczalnych zakresach. Przyczyną tego są: a) straty napięcia spowodowane prądami obciążenia przepływającymi przez elementy sieci; b) błędny dobór przekrojów elementów przewodzących prąd i mocy transformatorów mocy; c) niepoprawnie skonstruowane schematy sieci.

Kontrola odchyleń napięcia odbywa się na trzy sposoby: 1) poziomowo - polega na porównaniu rzeczywistych odchyleń napięcia z wartościami dopuszczalnymi; 2) lokalnie w sieci elektroenergetycznej - prowadzone w określonych punktach sieci, np. Na początku lub na końcu linii, w regionalnej stacji elektroenergetycznej; 3) przez czas trwania odchylenia napięcia.

Regulacja napięcia to proces zmiany poziomów napięcia w charakterystycznych punktach instalacji elektrycznej za pomocą specjalnych środków technicznych. Regulacja napięcia stosowana jest w węzłach zasilania sieci dystrybucyjnych - w podstacjach regionalnych, gdzie utrzymywano napięcie u odbiorców poprzez zmianę przekładni przy zmianie trybu pracy oraz bezpośrednio u samych odbiorców oraz w obiektach energetycznych (elektrownie, podstacje) / 1, s. 200 /.

W razie potrzeby na szynach napięcia wtórnego podstacji obniżających zapewniona jest regulacja przeciwnapięciowa w zakresie 0 ... + 5% napięcia znamionowego sieci. Jeżeli zgodnie z dziennym harmonogramem obciążenia łączna moc spadnie do 30% lub więcej najwyższej wartości, napięcie magistrali musi być utrzymywane na poziomie znamionowego napięcia sieciowego. W godzinach szczytu napięcie magistrali musi przekraczać znamionowe napięcie sieciowe o co najmniej 5%; dopuszczalne jest podwyższenie napięcia nawet do 110% wartości nominalnej, jeżeli jednocześnie odchylenia napięcia na najbliższych odbiornikach nie przekraczają maksymalnej wartości dopuszczalnej w Przepisach Elektrotechnicznych. W trybach pogotowia z regulacją licznikową napięcie na szynach niskonapięciowych nie powinno być niższe niż napięcie znamionowe sieci.

Jako specjalne środki regulacji napięcia można zastosować przede wszystkim transformatory z regulacją napięcia pod obciążeniem (OLTC). Jeśli nie są w stanie zapewnić zadowalających napięć, należy rozważyć zainstalowanie kondensatorów statycznych lub kompensatorów synchronicznych. / 3, s. 113 /. W naszym przypadku nie jest to wymagane, ponieważ wystarczy regulować napięcia w węzłach po niskich stronach za pomocą OLTC.

Istnieją różne metody doboru zaczepów sterujących transformatorów i autotransformatorów z podobciążeniowymi przełącznikami zaczepów i określania wynikających z nich napięć.

Rozważmy technikę polegającą na bezpośrednim wyznaczeniu wymaganego napięcia gałęzi regulacyjnej i charakteryzującą się, zdaniem autorów, prostotą i przejrzystością.

Jeśli znane jest napięcie na szynach niskiego napięcia podstacji, zredukowane do strony wysokiej transformatora, wówczas można określić pożądane (obliczone) napięcie gałęzi regulacyjnej uzwojenia wysokiego napięcia transformatora

(6.1)

gdzie jest napięcie znamionowe uzwojenia niskiego napięcia transformatora;

Pożądane napięcie, które musi być utrzymywane na szynach niskonapięciowych w różnych trybach pracy sieci, U H - w trybie największego obciążenia i pogotowia oraz U H - w trybie najmniejszego obciążenia);

U H - znamionowe napięcie sieciowe.

Dla sieci o napięciu znamionowym 6 kV wymagane napięcia w trybie największego obciążenia oraz w trybach pogotowia wynoszą 6,3 kV, w trybie najniższego obciążenia 6 kV. W przypadku sieci o napięciu znamionowym 10 kV odpowiednie wartości to 10,5 i 10 kV. Jeżeli w trybach pogotowia nie można zapewnić napięcia U H, dopuszcza się jego obniżenie, ale nie mniej niż 1 U H

Zastosowanie transformatorów z podobciążeniowymi przełącznikami zaczepów umożliwia zmianę gałęzi sterowania bez ich rozłączania. Dlatego napięcie gałęzi regulacyjnej należy wyznaczyć osobno dla największego i najmniejszego obciążenia. Ponieważ czas wystąpienia trybu awaryjnego nie jest znany, przyjmiemy, że tryb ten występuje w najbardziej niekorzystnym przypadku, czyli w godzinach największego obciążenia. Biorąc pod uwagę powyższe, obliczone napięcie gałęzi regulacyjnej transformatora jest określone wzorami:

dla trybu największego obciążenia

(6.2)

dla trybu najniższych obciążeń

(6.3)

do pracy po awarii

(6.4)

Na podstawie znalezionej wartości obliczonego napięcia gałęzi regulacyjnej wybiera się gałąź standardową o napięciu najbliższym obliczonemu.

Wyznaczone w ten sposób napięcia na szynach niskonapięciowych tych podstacji, w których zastosowano transformatory z podobciążeniowymi przełącznikami zaczepów, porównuje się z zadanymi wartościami napięć wskazanymi powyżej.

W transformatorach trójuzwojeniowych regulacja napięcia pod obciążeniem jest przeprowadzana w uzwojeniu wyższego napięcia, a uzwojenie średniego napięcia zawiera zaczepy, które są przełączane dopiero po zdjęciu obciążenia.

7. OKREŚLENIE KOSZTU PRZESYŁANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Celem tego rozdziału jest określenie kosztów przesyłu energii elektrycznej w projektowanej sieci. Wskaźnik ten jest ważny, ponieważ jest jednym ze wskaźników atrakcyjności całego projektu jako całości. Całkowity koszt przesyłu energii elektrycznej określa się jako stosunek kosztów budowy całej sieci do jej całkowitego średniorocznego zużycia, RUB / MW

(7.1)

gdzie są całkowite koszty dla całej opcji, biorąc pod uwagę straty energii elektrycznej, ruble;

Średni roczny pobór mocy projektowanej sieci, MWh.

gdzie jest maksymalna pobierana moc w rozpatrywanej sieci w zimie, MW;

Liczba godzin użytkowania maksymalnego obciążenia, h.

Zatem koszt przesyłu energii elektrycznej wynosi 199,5 rubla. za MWh lub 20 kopiejek. za kWh.

Kalkulacja kosztu przesyłu energii elektrycznej zawarta jest w Załączniku E.

WNIOSEK

W procesie projektowania sieci elektroenergetycznej przeanalizowaliśmy podane położenie geograficzne odbiorców energii elektrycznej. W analizie tej uwzględniono moc obciążeń konsumentów, ich względne położenie. Na podstawie tych danych zaproponowaliśmy opcje schematów elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej, które najpełniej oddają specyfikę ich przygotowania.

Obliczając według typowych wykresów obciążeń elektrycznych uzyskaliśmy charakterystyki probabilistyczne, które pozwalają nam w przyszłości z większą dokładnością analizować wszystkie parametry modów projektowanej sieci rozdzielczej.

Dokonano również porównania wariantów projektowych sieci pod względem możliwości realizacji technicznej, niezawodności oraz inwestycji ekonomicznych.

W wyniku błędu ekonomicznego wybrano najbardziej udaną wersję schematu ES spośród przedstawionych przez nas do rozważenia. Dla tej opcji obliczono 3 najbardziej typowe tryby stanu ustalonego dla systemu elektroenergetycznego, w których wytrzymaliśmy żądane napięcie na szynach nn wszystkich podstacji obniżających napięcie.

Koszt przesyłu energii elektrycznej w proponowanej wersji wyniósł 20 kopiejek. za kWh.

LISTA BILIOGRAFICZNA

1. Idelchik V.I. Systemy i sieci elektryczne

2. Podręcznik do projektowania kursów i dyplomów uczelnianych na specjalnościach elektroenergetycznych. Ed. Zablokuj V.M.

3. Pospelov G.E. Fedin V.T. Systemy i sieci elektryczne. Projekt

4. Zasady eksploatacji instalacji elektrycznych PUE wydanie 6, uzupełniono 7

5. Savina N.V., Myasoedov Yu.V., Dudchenko L.N. Sieci elektryczne w przykładach i obliczeniach: Ćwiczenia. Błagowieszczeńsk, Wydawnictwo AmSU, 1999, 238 str.

6. Poradnik elektrotechniczny: W 4 tomach T 3. Wytwarzanie, przesył i dystrybucja energii elektrycznej. W sumie. Ed. Prof. MPEI Gerasimova V.G. i inni - 8th ed., rev. I dodaj. - M.: Wydawnictwo MEI, 2002, 964 s.

7. Podstawy nowoczesnej energii: podręcznik dla uniwersytetów: w 2 tomach / pod red. Corr. RAS E.V. Ametistova. - wydanie 4, Rev. i dodaj. - M .: Wydawnictwo MPEI, 2008. Tom 2. Nowoczesna elektroenergetyka / red. profesorowie A.P. Burman i V.A. Stroeva. - 632 str., Il.

8. Procedura obliczania wartości stosunku poboru mocy czynnej i biernej dla poszczególnych odbiorców energii (grup odbiorników energii) odbiorców energii elektrycznej służąca do określenia obowiązków stron w umowach o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej (umowy o dostawy energii elektrycznej). Zatwierdzony rozporządzeniem Ministerstwa Przemysłu i Energii Rosji z dnia 22 lutego 2007 nr 49