Сетевую архитектуру можно понимать как поддерживающую конструкцию или инфраструктуру, лежащую в основе функционирования сети. Данная инфраструктура состоит из нескольких главных составляющих, в частности компоновка или топология сети, кабельная проводка и соединительные устройства - мосты, маршрутизаторы и коммутаторы. Проектируя сеть, необходимо принимать во внимание каждый из этих сетевых ресурсов и определить, какие конкретно средства следует выбрать и как их надо распределить по сети, чтобы оптимизировать производительность, упростить управление оборудованием и оставить возможности для последующего роста. В курсовом проекте следует создать свою конфигурацию сети в соответствии с конкретным заданием. Рассмотрим, какие вопросы должны быть решены в разделах курсового проекта.
Введение
Во введении необходимо отметить актуальность проектирования и внедрения корпоративной сети (КС) в данной организации. Какие плюсы при внедрении КС возникают на предприятии.
Схема информационных потоков представляется в виде диаграммы (графа), в которой вершины состояний отражают отделы, а дуги информационные потоки.
В первой главе необходимо провести организационный анализ структуры предприятия (фирмы)- выделить отделы, операции в отделах, необходимая информация для отделов, передача информации между отделами, виды информации, предварительные объемы обмена информации. Выделяем на информационной схеме преимущественные объемы связей между отделами, что может учитываться при выборе и анализе пропускного канала между данными отделами, которые отразим на схеме магистральные потоки информации. Определяем, как идет распределение трафика между отделами в сети. В таблице 1.2 для примера показан средний объём информации за один рабочий день (8 часов) в Мбайт, отправляемый и принимаемый подразделениями фирмы, а также между отделами центра и филиалами. Необходимо заметить, что трафик складывается из собственно рабочей информации плюс 10% служебной информации, также учитываем (условно), что при передаче по сети информации она увеличивается в 1,7 раза за счет помехоустойчивого кодирования.
Таблица 1.2
|
Отделы получают информацию |
||||||||||||||
|
отделы отсылают информацию |
Σ ИСХ. ИНФ. |
|||||||||||||
|
Σ ВХОД. ИНФ. | ||||||||||||||
Предпроектное обследование предприятия. В этом разделе необходимо привести результаты исследования внутренних и внешних информационных потоков предприятия, которые должны обрабатывать проектируемые сети (обычно в виде гистограммы максимально суммарной почасовой информационной нагрузки в течение рабочего цикла (дня) предприятия). Гистограмма должна быть оформлена в виде плаката.
По структурно-организационной схеме предприятия, рис 1.1,а, для каждого рабочего часа определяется информационная нагрузка каждой информационной связи каждого структурного подразделения (отдела) предприятия.
Информационная нагрузка одной информационной связи определяется по результатам анализа документооборота в обоих направлениях между данным подразделением и каждым подразделением, непосредственно с ним связанным. Исходным носителям информации считается стандартный лист формата А4, содержащий 2000 алфавитно-цифровых знаков и пробелов. При 8-битном кодировании информационная емкость такого листа составляет Е=200*8=16000 бит.
Информационная часовая нагрузка одной организационной связи равна:
где Е – информационная емкость стандартного листа документа;
n1 – число листов, поступающих в данное подразделение за час;
n2 – число листов, отправляемых данными подразделениями в час.
Информационная часовая нагрузка организационных связей определятся по формуле 1.1 для всех подразделений предприятия. При этом не учитываются информационные связи с теми подразделениями, для которых расчет уже производился.
Суммарная часовая информационная нагрузка всех организационных связей предприятия равна:
(1.2)
где N – число организационных связей в схеме предприятия.
На гистограмме, рис 4.1.б для каждого рабочего часа показывается значение ИНS, и выбирается максимальное значение ИНS, макс для рабочего дня (цикла) предприятия, которое является исходным для определения потребной полезной пропускной способности базовой технологии проектируемой сети.
Общая пропускная способность Ср сети определяется по формуле:
(1.3)
где k1=(1,1¸1,5) – коэффициент учета протокольной избыточности стека протоколов, измеренного в практикуемой сети; для стека TCP/IP k1»1,3;
k2 – коэффициент запаса производительности для будущего расширения сети, обычно k2»2.
Логическое проектирование ВС. Определяется логическая структура ВС (для ЛВС – на основе расчётов коэффициента загрузки, для КВС – на основе анализа внешних информационных потоков); выполняется логическое структурирование ЛВС и окончательно выбираются сетевые технологии; разрабатывается логическая схема ВС.
Необходимые расчеты для ЛВС выполняются в следующей последовательности:
Определение коэффициента нагрузки неструктурированной локальной вычислительной сети:
(1.4)
где Смакс – максимальная пропускная способность базовой технологии сети.
Проверка выполнения условия допустимой нагрузки ЛВС (домена коллизий):
(1.5)
где 
-
коэффициент нагрузки неструктурированной
сети или домена коллизий – логического
сегмента ЛВС.
Примечание: Если условия (1.5) не выполняются необходимо выполнить логическую структуризацию ЛВС:
последовательно разделять сеть на логические сегменты (домены коллизий) по Nл.с. компьютеров в каждом логическом сегменте, проверяя на каждой итерации выполнение условия (1.5):
Определение межгруппового трафика и трафика к серверу:
Определение коэффициента нагрузки по межгрупповому трафику и трафику к серверу:
(1.6)
Если условие (1.6) не выполняется, принять значение Смакс для межгруппового обмена в сети равным следующей по производительности разновидности базовой технологии. Например, для Ethernet, Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, до тех пор, пока условие (1.6) не будет выполнено.
Темой данного проекта является разработка электрической сети промышленного района.
Электрическая сеть -- это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, линий электропередачи.
В задачи проектирования входит выбор конфигурации сети, номинального напряжения, а в соответствии с этим -- выбор соответствующих электроустановок, например трансформаторов, схем распределительных устройств подстанций, расчет и выбор сечений проводов ЛЭП. Эти расчеты ведутся параллельно для двух предположительно наиболее оптимальных схем.
Следующим этапом проектирования является технико-экономическое сравнение двух вариантов и выбор окончательного варианта, для которого проводится уточненный расчет режимов (максимальных нагрузок, минимальных и двух наиболее тяжелых послеаварийных).
Для расчета использованы программы “RASTR” и “REGUS”. На основании полученных результатов делается вывод о качестве и надежности снабжения потребителей электроэнергией.
Последним этапом является технико-экономический расчет сети.
Выбор конфигурации сети, пожалуй, один из самых ответственных этапов проектирования. От выбранной конфигурации зависит не только конечная стоимость сети, но и качество снабжения электроэнергией потребителей, например, способность сети поддерживать необходимые напряжения в узлах сети, бесперебойность снабжения и др.
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития и подключения новых потребителей. Электрическая сеть должна обладать также необходимой экономичностью.
Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.
Учитывая приближенность расчета, критерием выбора оптимальной конфигурации примем минимум суммарной длины всех ЛЭП для данного варианта. При подсчете длины одноцепных линий умножим на коэффициент 1.1, двухцепных - 1.5. Необходимо также учитывать, что потребители 1 и 2 категорий должны снабжаться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. Предпочтительно также связывать крупных потребителей напрямую с источниками энергии. Для более полного представления об эффективности данного варианта сети следует рассмотреть случаи отключения отдельных линий (послеаварийные режимы). При этом нежелательно появление длинных радиальных линий, т.к. это приводит к большим потерям напряжения и мощности в таких режимах.
Ниже приведены 5 вариантов конфигурации сети (рис.1.1):
В соответствии с принятым критерием остановимся на схемах № 3 и № 5.
2. Разработка возможных вариантов конфигурации ЛВС.
2.1. Разработка вариантов конфигурации ЛВС.
Итак, рассмотрим различные варианты конфигурации ЛВС для главного филиала центра службы занятости. Учитывая основные задачи центра службы занятости, которые могут решаться с помощью ЛВС, затраты на монтаж и эксплуатацию сети, а также архитектурные особенности здания центра можно предложить следующие варианты конфигурации ЛВС.
Таблица 2. Возможные варианты конфигурации ЛВС.
| Компонент/характеристика | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 |
||||
| Топология | Звезда-шина | Звезда-шина |
|||||
| Линия связи | Коаксиальный кабель | Неэкранированная или экранированная витая пара категории 3. | Неэкранированная или экранированная витая пара категории 5 или 5е. |
||||
| Сетевые адаптеры | Ethernet 10 Base2 | Ethernet 10 BaseT | Fast Ethernet 100 BaseTX |
||||
| Ретрансляторы (повторители, концентраторы, коммутаторы, мосты, маршрутизаторы, шлюзы) | Отсутствуют | Концентратор | Коммутатор 100 BaseTX (с возможностью установки средств удалённого контроля, а также увеличения плотности портов) |
||||
| Управление совместным использование ресурсов | Одноранговая сеть; каждый компьютер выступает в роли невыделенного сервера | Сеть на основе сервера с компьютерами-клиентами; роль сервера -файловый сервер | Сеть на основе сервера с компьютерами-клиентами; клиент-серверная модель построения |
||||
| Совместное использование периферийных устройств | Каждый компьютер имеет своё собственное периферийное устройство | Подключение сетевого принтера; управление очередями к принтеру осуществляет рабочая станция | Подключение сетевого принтера непосредственно к сетевому кабелю через сетевую плату, управление очередями к принтеру с помощью программного обеспечения сервера |
||||
| Поддерживаемые приложения | Совместная работа с одиночными документами; обмен короткими сообщениями по ЛВС | Совместная работа с документами, работа с базами данных(в режиме файлового сервера: DBF, парадокс) | Электронная почта, обработка факсимильных сообщений, организация коллективных работ в среде электронного документооборота, работа с базами данных с использованием специальных серверов | ||||
2.2. Оценка различных вариантов конфигурации.
Рассмотрим критерии, по которым мы будем оценивать эффективность предложенных выше конфигураций сети.
быстродействие;
надёжность
информационная безопасность
стоимость
масштабируемость.
Оценка различных вариантов архитектуры производится с системных позиций. Применим для этого метод анализа иерархий Саати. Сначала установим приоритеты критериев. Для этого введём шкалу:
1-равная важность критериев;
3-умеренное превосходство одного критерия над другим;
5-существенное превосходство одного критерия над другим;
7-значительное превосходство одного критерия над другим;
9-очень сильное превосходство одного критерия над другим.
Для установления приоритетов критериев построим матрицу критериев. Затем построим матрицы сравнения соответствия каждого варианта конфигураций сети выбранным критериям. Для этого введём следующую шкалу соответствия:
1-равное соответствие вариантов критерию;
3-умеренное превосходство одного варианта над другим по данному критерию;
5-существенное превосходство одного варианта над другим по данному критерию;
7-значительное превосходство одного варианта над другим по данному критерию;
9-очень сильное превосходство одного варианта над другим по данному критерию.
Для каждой матрицы посчитаем веса строк Yn по формуле:
Yn=(1*W1/W2*...*W1/Wn) 1/n
Затем вычислим нормализованную оценку для каждой строки:
НО= Y i / Y n , где Y i – вес каждой строки;Y n – сумма всех весов строк.
Для установления соответствия оценок вариантов для каждой матрицы будем вычислять коэффициент относительной согласованности по формуле:
ОС=(ИС/СС)*100%, где ИС=( max -n)/(n-1), max =(НО*x n);
СС – коэффициент случайной согласованности, полученный при случайном заполнении матриц. В нашем случае имеем матрицы 5:5 или 3:3, и коэффициент случайной согласованности соответственно будет равен 1,12 или 0,58.
Далее, для установления глобального приоритета построим итоговую матрицу, в которой строками будут варианты конфигурации сети, а столбцами- критерии оценки эффективности вариантов конфигураций. Наиболее приемлемым для нас с точки зрения выбранных критериев является вариант, получивший в ходе вычислений максимальную итоговую оценку. Итоговая оценка будет вычислена как сумма произведений нормальной оценки варианта по каждому критерию на нормальную оценку этого критерия.
Т. о. видим, что наибольшую итоговую оценку получил вариант 3, который и является оптимальным.
3. Разработка структурной схемы ЛВС.
3.1. Структурная схема ЛВС.
Структурную схему ЛВС смотри в приложении 1-4.
3.2. Спецификация ЛВС.
Таблица 3. Технические средства (ТС) вычислительной сети (10 рабочих станций + 1 сервер сети).
| Таблица №1 Техничесике средства вычислительной сети. (10 рабочих станций + 1 сервер сети) |
||||
| Наименование | Кол-во ед-ц | Стоимость |
||
| Сервер Hewlett Packard NetServer E800 PIII-800/HDD 9,1Gb SCSI/128Mb ECC SDRAM/32x CD-ROM/Fast Ethernet NIC | ||||
| Сетевой адаптер 3COM 3C905C PCI 10/100 | ||||
| Коммутатор 3COM SS II Switch 3300 24 10/100 p24 10/100 Base-TX port (3C16980A) | ||||
| кабель-канал Legrand 40x16 | ||||
| Источник бесперебойного питания APC Smart UPS 1000 w PC+ | ||||
| Сетевой принтер HP LaserJet 2100TN (C4172A) 10 стр/ мин сетев.10BaseT 8Mb | ||||
| Программное обеспечение |
||||
| Microsoft Windows 2000 Server Russian 10 CAL | ||||
| Microsoft Windows 2000 Professional Russian | ||||
| Microsoft Office 2000 Professional Russian | ||||
| Итого | ||||
Планирование информационной безопасности.
Защита информации включает в себя комплекс мероприятий, направленных на обеспечение информационной безопасности. На практике под этим понимается поддержание целостности, доступности и если необходимо конфиденциальности информации и ресурсов, используемых для ввода, хранения, обработки и передачи данных. Информационная безопасность - это защищенность данных и поддерживающей инфраструктуры от случайных или преднамеренных воздействий естественного или искусственного характера, чреватых нанесению ущерба владельцам или пользователям.
Проведем анализ угроз и их оценку с точки зрения вероятности реализации и ущерба от реализации угрозы.
Оценка вероятности реализации угрозы:
очень вероятна – 9-10 баллов,
вероятна - 5-8 баллов,
маловероятна -3-5 баллов.
практически невероятна 1-2 балла.
Оценка степени ущерба от реализации угрозы:
полная потеря данных – 9-10 баллов,
частичная потеря данных - 3-8 балла,
возможная потеря данных - 1-2 балла.
Таблица 4 –Оценка угроз.
| Вероятность реализации | Общая оценка угрозы |
||
| Угрозы из внешней среды: Отказы источников питания и скачки напряжения, Природные явления (молния, бури и т.д.), | |||
| Ошибки пользователей, операторов | |||
| Воровство или вандализм | |||
| Несанкционированный доступ к ресурсам | |||
| Компьютерные вирусы | |||
| Сбои программного обеспечения | |||
| Сбои аппаратного обеспечения | |||
| Механические повреждения кабеля |
Для обеспечения информационной безопасности будем использовать следующие методы:
источники бесперебойного питания,
пароли и шифрование,
защиту от вирусов с помощью специальных программных средств,
предупреждение кражи данных.
Также для обеспечения безопасности установим для пользователей определенные права доступа к каталогам и создадим группы для предоставления доступа к общим сетевым ресурсам (см. таблицу 5).
Таблица 5 –Права доступа для групп пользователей.
| Название группы | Внутренние ресурсы | Уровни доступа к внутренним ресурсам | Доступ в Internet и электронная почта |
| Администратор | Все сетевые ресурсы | Права администратора в каталогах, в том числе изменения уровня и прав доступа | Все сетевые ресурсы |
| Директор | Все сетевые ресурсы | Все сетевые ресурсы |
|
| Сотрудники осуществляющие приём заявлений от клиентов центра, а также заполнение базы данных. | Создание, чтение запись файлов, создание подкаталогов, удаление каталогов. | Все сетевые ресурсы |
|
| Сотрудники осуществляющий подбор работника на вакантную должность. | Базы данных используемых документов | Пользование базой данных без изменения, добавления, удаления, | Ограничение по IP-адресу (адресата и источника), ограничение по содержанию (входящей и исходящей корреспонденции) |
| Сотрудники, ответственные за обратную связь с клиентами центра. | Базы данных используемых документов | Пользование базой данных без изменения, добавления, удаления, ограничение доступа к папкам (по необходимости). | Все сетевые ресурсы |
| Сотрудник, отвечающий за переподготовку кадров. | Базы данных используемых документов | Пользование базой данных без изменения, добавления, удаления, ограничение доступа к папкам (по необходимости). | Все сетевые ресурсы |
| Сотрудник, занимающийся статистической отчётностью. | Базы данных используемых документов | Пользование базой данных без изменения, добавления, удаления, ограничение доступа к папкам (по необходимости). | Все сетевые ресурсы |
| Бухгалтер | Вся информация организации | Ограничение доступа к папкам (по необходимости). | |
| Ответственный за административно-хозяйственные вопросы. | Вся информация организации | Ограничение доступа к папкам (по необходимости). | |
| Клиенты, партнеры, | Специальные каталоги и папки | Доступ только к специальным файлам и объектам | Ограничение по IP-адресу (адресата и источника) |
| Потенциальные клиенты | Специальные каталоги для клиентов | Просмотр объектов(чтение и поиск файлов) | При открытом доступе Интранет должна быть изолирована; идентификация пользователя не требуется |
Расчет экономической эффективности от внедрения сети.
Источники экономической эффективности.
Сетевые технологии значительно повышают эффективность делового применения компьютеров. Они определяют не только способы использования офисного оборудования, но и стиль работы сотрудников. Сетевые технологии позволяют создавать информационные системы, обеспечивающие решение таких задач предприятия, как хранение информации, документооборот, обмен сообщениями и организация групповой работы над проектами. Этот факт влечёт за собой следующие источники экономической эффективности:
Уменьшение затрат на обработку единицы информации;
Повышение точности расчётов;
Способность автоматически собирать, запоминать и накапливать разрозненные данные;
Систематическое ведение баз данных;
Уменьшение объёмов хранимой информации и стоимости хранения данных;
Стандартизация ведения документов;
Существенное уменьшение времени поиска необходимых данных;
Возможность использования вычислительных сетей при обращении к базам данных.
Увеличение скорости выполнения вычислительных и печатных работ;
Возможность моделирования некоторых переменных и анализа результатов.
Расчёт суммы затрат на текущую эксплуатацию ЛВС.
Рассчитаем капитальные затраты:
К=К АО + К ПО +К монтажа,
где К - капитальные затраты;
К АО - стоимость аппаратного обеспечения;
К ПО - стоимость ПО;
К монтажа - стоимость монтажа.
Таблица 6. Расчет стоимости монтажа.
К монтажа =20040 руб.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Амурский государственный университет
(ГОУ ВПО «АмГУ»)
Кафедра энергетики
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему: Проектирование районной электрической сети
по дисциплине Электроэнергетические системы и сети
Исполнитель
студент группы 5402
А.В. Кравцов
Руководитель
Н.В. Савина
Благовещенск 2010
Введение
1. Характеристика района проектирования электрической сети
1.1 Анализ источников питания
1.2 Характеристика потребителей
1.3 Характеристика климатических и географических условий
2. Расчёт и прогнозирование вероятностных характеристик
2.1 Порядок расчёта вероятностных характеристик
3. Разработка возможных вариантов схемы и их анализ
3.1 Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети и отбор конкурентно способных
3.2 Детальный анализ конкурентно способных вариантов
4. Выбор оптимального варианта схемы электрической сети
4.1 Алгоритм расчёта приведённых затрат
4.2 Сравнение конкурентно способных вариантов
5. Расчет и анализ установившихся режимов
5.1 Ручной расчёт максимального режима
5.2 Расчет максимального, минимального и после аварийного и режима на ПВК
5.3 Анализ установившихся режимов
6. Регулирование напряжения и потоков реактивной мощности в принятом варианте сети
6.1 Методы регулирования напряжения
6.2 Регулирование напряжений на понижающих ПС
7. Определение себестоимости электрической энергии
Заключение
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика РФ некоторое время назад была реформирована. Это было следствием новых тенденций развития во всех отраслях.
Основными целями реформирования электроэнергетики РФ являются:
1. Ресурсное и инфраструктурное обеспечение экономического роста, с одновременным повышением эффективности электроэнергетики;
2. Обеспечение энергетической безопасности государства, предотвращение возможного энергетического кризиса;
3. Повышение конкурентоспособности российской экономики на внешнем рынке.
Основными задачами реформирования электроэнергетики РФ являются:
1. Создание конкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, в которых организация таких рынков технически возможна;
2. Создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состояния организаций отрасли;
3. Стимулирование энергосбережения во всех сферах экономики;
4. Создание благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству (генерации) и передаче электроэнергии;
5. Поэтапная ликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии;
6. Создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения;
7. Сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление;
8. Демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций;
9. Создание нормативной правовой базы реформирования отрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических условиях;
10. Реформирование системы государственного регулирования, управления и надзора в электроэнергетике.
На Дальнем Востоке после реформирования разделение произошло по видам бизнеса: выделились генерация, передача и сбытовая деятельность в отдельные компании. При чём передачей электрической мощности на напряжении 220 кВ и выше занимается ОАО «ФСК», а на напряжении 110 кВ и ниже ОАО «ДРСК». Таким образом при проектировании уровень напряжения (место подключения) будет определять организацию, у которой в дальнейшем нужно будет запрашивать технические условия на подключение.
Целью данного КП является проектирование районной электрической сети для надёжного электроснабжения потребителей приведённых в задании на проектирование
Выполнение цели требует выполнения следующих задач:
· Формирование вариантов сети
· Выбор оптимальной схемы сети
· Выбор распределительных устройств ВН и НН
· Расчёт экономического сравнения вариантов сети
· Расчёт электрических режимов
1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
1.1 Анализ источников питания
В качестве источников питания (ИП) в задании заданы: ТЭС и УРП.
В Хабаровском крае основными ИП являются тепловые электрические станции. Непосредственно в г. Хабаровске находятся Хабаровская ТЭЦ -1 и ТЭЦ -3, а на севере Хабаровского края имеется ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Майская ГРЭС (МГРЭС), Амурская ТЭЦ. Все обозначенные ТЭЦ имеют шины 110 кВ, а ХТЭЦ-3 имеет и шины 220 кВ. МГРЭС работает только на шины 35 кВ
В г. Хабаровске ХТЭЦ-1 - более «старая» (ввод большей части турбоагрегатов – 60-е – 70-е годы прошлого столетия) расположена в южной части города, в Индустриальном районе, ХТЭЦ-3 – в Северном округе, недалеко от ХНПЗ.
Хабаровская ТЭЦ-3 – новая ТЭЦ имеет наиболее высокие технико-экономические показатели среди ТЭЦ энергосистемы и ОЭС Востока. Четвёртый агрегат ТЭЦ (Т-180) был введён в эксплуатацию в декабре 2006г., после чего установленная мощность электростанции достигла величины 720 МВт.
В качестве УРП можно принять одну из ПС 220/110 кВ или крупную ПС 110/35 кВ, в зависимости от рациональных напряжения для выбранного варианта сети. К ПС 220/110 кВ в Хабаровском крае относятся: ПС «Хехцир», ПС «РЦ», ПС «Князеволклнка», ПС «Ургал», ПС «Старт», ПС «Парус» и т.д.
Условно примем, что в качестве ТЭС будет принята Хабаровская ТЭЦ-3, а в качестве УРП – ПС «Хехцир».
ОРУ 110 кВ ХТЭЦ-3 выполнена по схеме две рабочие систем шин с обходной и секционным выключателем, а на ПС «Хехцир» - одна рабочая секционированная система шин с обходной.
1.2 Характеристика потребителей
В Хабаровском крае наибольшая часть потребителей сосредоточена в крупных городах. Поэтому при вычислении вероятностных характеристик с помощью программы «Расчёт сети» принято соотношение потребителей, приведённое в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Характеристика структуры потребителей на проектируемых ПС
1.3 Характеристика климатических и географических условий
Хабаровский край - один из самых крупных регионов Российской Федерации. Его площадь - 788,6 тысяч квадратных километров, что составляет 4,5 процента территории России и 12,7 процента - Дальневосточного экономического района. Территория Хабаровского края расположена в виде узкой полосы на восточной окраине Азии. На западе граница начинается от Амура и сильно извиваясь, идет в северном направлении сначала по западным отрогам Буреинского хребта, затем по западным отрогам хребта Турана, хребтов Эзоя и Ям-Алиня, по хребтам Джагды и Джуг - Дыр. Далее граница, пересекая Становой хребет, идет по верхнему бассейну рек Мая и Учур, на северо-западе – по хребтам Кет-Кап и Олега-Итабыт, на северо-востоке по хребту Сунтар-Хаят.
Преобладающая часть территории имеет горный рельеф. Равнинные пространства занимают значительно меньшую часть и простираются главным образом вдоль бассейнов рек Амура, Тугура, Уды, Амгуни.
Климат умеренно-муссонный, с холодной малоснежной зимой и жарким влажным летом. Средняя температура января: от -22 о С на юге, до -40 градусов на севере, на морском побережье от -15 до -25 о С; июля: от +11 о С - в приморской части, до +21 о С во внутренних и южных районах. Осадков в год выпадает от 400 мм на севере до 800 мм на юге и 1000 мм на восточных склонах Сихотэ-Алиня. Вегетационный период на юге края 170-180 дней. На севере широко распространены многолетнемерзлые породы.
Хабаровский край относится к III району по гололёду
2. РАСЧЁТ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
В данном разделе производится расчёт вероятностных характеристик, необходимых для выбора основного оборудования проектируемой сети и расчёта потерь мощности и энергии.
В качестве исходных данных используется информация об установленной мощности ПС и типовые графики нагрузок характерных потребителей электрической энергии.
2.1 Порядок расчёта вероятностных характеристик
Расчёт вероятностных характеристик производится с помощью программы «Расчёт сети». Этот программный комплекс упрощает задачу по нахождению необходимых для расчёта характеристик. Задавая в качестве исходных данных только максимальную активную мощность, тип потребителей и их процентное соотношение на ПС мы получаем необходимые вероятностные характеристики. Принятые типы потребителей электроэнергииприведены в таблице 1.1.
Алгоритм расчёта покажем качественно. Для примера воспользуемся данными по ПС А.
Определение средней мощности ПС на текущий период времени
Расчёт для лета аналогичен расчёту для зимы, поэтому покажем расчёт только по зиме.
где , – величина нагрузки в i час суток летом и зимой соответственно;
– количество часов использования данной нагрузки на ПС
Из «Расчёта сети» получаем для ПС А МВт. МВАр.
Определение эффективной мощности ПС на текущий период времени
По ПС А получим
МВт, МВАр
Определение средней прогнозируемой мощности
По формуле сложных процентов определяем среднюю прогнозируемую мощность.
где - средняя мощность за текущий год;
Относительный прирост электрической нагрузки (Для АО =3,2 %);
Год, на который определяется электрическая нагрузка;
Год начала отсчёта (первый в рассматриваемом промежутке).
Определение максимальной прогнозируемой мощности ПС
где - средняя мощность ПС;
Коэффициент Стьюдента;
Коэффициент формы.
(2.5)
Коэффициент формы для текущего и прогнозируемого графика останется тем же, так как величины вероятностных характеристик изменяются пропорционально.
Таким образом, мы получили установленную прогнозируемую мощность ПС. Далее, используя «Расчёт сети» получаем все остальные вероятностные характеристики.
Необходимо обратить внимание на тот факт, что установленная максимальная мощность всей в «расчёте сети» иногда получается больше, чем мы её задали. что физически не возможно. Это объясняется тем, что при написании программы «Расчёт сети», коэффициент Стьюдента был принят 1,96. Это соответствует большему количеству потребителей, чего мы не имеем.
Анализ полученных вероятностных характеристик
По данным из «Расчёта сети» получим активные мощности интересующих нас узлов. По указанным в задании на КП коэффициентам реактивной определим реактивную мощность в каждом узле
Результатом расчётов по этому разделу является расчёт необходимых прогнозируемых вероятностных характеристик, которые сведены в Приложении А. Для сравнения все необходимые вероятностные характеристики активной мощности сведены в таблицу 2.1. Для дальнейших расчетов используются только прогнозируемые вероятностные характеристики. Реактивные мощности рассчитаны на основании формулы (2.6) и отражены в приложении А.
Таблица 2.1 – Необходимые для расчёта вероятностные характеристики
| ПС | Вероятностные характеристики, МВт | |||||||
| Базисные | Прогнозируемые | |||||||
| А | 25 | 17,11 | 17,8 | 5,46 | 29,47 | 19,08 | 20,98 | 6,43 |
| Б | 30 | 20,54 | 21,36 | 6,55 | 35,32 | 22,9 | 25,15 | 7,71 |
| В | 35 | 23,96 | 24,92 | 7,64 | 41,23 | 26,71 | 29,36 | 9,00 |
| Г | 58 | 39,7 | 41,29 | 12,66 | 68,38 | 44,26 | 48,69 | 14,92 |
3. РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ И ИХ АНАЛИЗ
Целью раздела является сравнение и отбор наиболее экономически целесообразных вариантов электрической сети заданного района потребителей. Эти варианты необходимо обосновать, подчеркнуть их достоинства и недостатки, проверить на практическую осуществимость. Если все они могут быть реализованы, то, в конечном счёте, выбирается два варианта, один из которых имеет минимальную суммарную длину линий в одноцепном исполнении, а другой минимальным количеством выключателей.
3.1 Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети и отбор конкурентно способных
Принципы построения сетей
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения, требуемое качество энергии у приёмников, удобство и безопасность эксплуатации сети, возможность её дальнейшего развития и подключения новых потребителей. Электрическая сеть должна обладать также необходимой экономичностью и гибкостью./3, с. 37/.
В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети применяют повариантный метод, согласно которому для заданного расположения потребителей намечается несколько вариантов, и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Намечаемые варианты не должны быть случайными – каждый основывается на ведущем принципе построения сети (радиальная сеть, кольцевая и т.д.) /3, с. 37/.
При разработке конфигурации вариантов сети используют следующие принципы:
1 Нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, по не менее двум независимым линиям и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания /3, п. 1.2.18/.
2 Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии
3 Для электроприемника III категории достаточно питания по однойлинии.
4 Исключение обратных потоков мощности в разомкнутых сетях
5 Разветвление электрической сети целесообразно осуществлять в узле нагрузки
6 В кольцевых сетях должен быть один уровень номинального напряжения.
7 Применение простых электрических схем распределительных устройств с минимальным количеством трансформации.
8 Вариант сети должен предусматривать обеспечение требуемого уровня надёжности электроснабжения
9 Магистральные сети имеют по сравнению с кольцевыми имеют большую протяжённость ВЛ в одноцепном исполнении, менее сложные схемы РУ меньшую стоимость потерь электроэнергии; кольцевые сети более надёжны и удобны при оперативном использовании
10 Необходимо предусмотреть развитие электрических нагрузок в пунктах потребления
11 Вариант электрической сети должен быть технически осуществим, т. е. должны существовать трансформаторы, выполненные на рассматриваемую нагрузку и сечения линий на рассматриваемое напряжение.
Разработка, сравнение и отбор вариантов конфигураций сети
Расчёт сравнительных показателей предложенных вариантов сети приведен в приложении Б.
Замечание: для удобства работы в расчётных программах буквенные обозначения ПС заменены соответственными цифровыми.
Учитывая расположение ПС, их мощности предложено четыре варианта подключения потребителей к ИП.
В первом вариант питание трёх ПС осуществляется от ТЭС по кольцевой схеме. Четвёртая ПС Г(4) питается от ТЭС и УРП. Достоинством варианта является надёжность всех потребителей, поскольку все ПС в данном варианте будут иметь два независимых источника питания. Кроме того схема удобна для диспетчерского управления (все ПС транзитные, что облегчает вывод в ремонт и позволяет быстро резервировать потребителей).
Рисунок 1 – Вариант 1
Для снижение тока в ПА режиме (при отключении одного из головных участков) в кольце ПС 1, 2, 3 предложен вариант 2, где ПС 2 и 3 работают в кольце, а ПС 1 питается по двухцепной ВЛ. Рисунок 2.
электрическая сеть напряжение затрата
Рисунок 2– Вариант 2
Для усиления связи между рассматриваемыми центрами питания приведён вариант 3, в котором ПС 3 и 4 питаются от ТЭС и УРП. Данный вариант уступает первым двум про протяжённости ВЛ, однако имеет место увеличение надёжности схемы электроснабжения потребителей ПС В(3). Рисунок 3.
Рисунок 3– Вариант 3
В варианте № 4 самый мощный потребитель ПС 4, выделен на отдельное питание по двухцепной ВЛ от ТЭС. В данном случае связь между ТЭС и УРП менее удачна, однако ПС Г(4) работает независимо от остальных ПС. Рисунок 4.
Рисунок 4– Вариант 4
Для полноценного сравнения необходимо учитывать напряжения по рекомендуемым вариантам сети.
По формуле Илларионова определим рациональные уровни напряжений для всех рассматриваемых головных участков и радиальных ВЛ:
,(3.1)
где – длина участка, на котором определяется напряжение;
– поток мощности, передаваемый по этому участку.
Для определения напряжения в кольце необходимо определить рациональное напряжение на головных участках. Для этого определяются потоки максимальной активной мощности на головных участках, при этом используется допущение об отсутствии потерь мощности на участках. В общем виде:
,(3.2)
,(3.3)
где P i - максимальная прогнозируемая мощность нагрузки i -го узла;
l i0` , l i0`` -длины линий от i -й точки сети до соответствующего конца (0` или 0``) развернутой схемы замещения кольцевой сети при ее разрезании в точке источника питания;
l 0`-0`` - суммарная длина всех участков кольцевой сети. /4, с 110/
Таким образом, получаем напряжения для интересующих нас участках схем, расчёт которых отражён в приложении Б. Для всех рассматриваемых участков расчётное рациональное напряжение равно 110 кВ.
Сравнение вариантов приводится в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Параметры вариантов сети
По итогам предварительного сравнения выбираем для дальнейшего рассмотрения варианты 1 и 2.
3.2 Детальный анализ конкурентно способных вариантов
В данном подпункте необходимо оценить количество оборудования, которое необходимо для надёжного и качественного электроснабжения потребителей: трансформаторы, сечения ЛЭП, мощность компенсирующих устройств, схемы распределительных устройств. Кроме того на данном этапе оценивается техническая возможность (целесообразность) реализации предложенных вариантов.
Выбор количества и мощности компенсирующих устройств
Компенсация реактивной мощности - целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.
Мероприятия по компенсации реактивной мощности на ПС позволяют:
· уменьшить нагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы;
· уменьшить нагрузку на провода, кабели, использовать их меньшего сечения;
· улучшить качество электроэнергии у электроприемников;
· уменьшить нагрузку на коммутационную аппаратуру за счет снижения токов в цепях;
· снизить расходы на электроэнергию.
Для каждой отдельно взятой ПС предварительная величина мощности КУ определяется по формуле:
,(3.4)
Максимальная реактивная мощность узла нагрузки, МВАр;
Максимальная активная мощность узла нагрузки, МВт;
Коэффициент реактивной мощности определяемый приказом Минпромэнерго № 49 (для сетей 6-10 кВ =0,4)/8/;
Фактическая мощность КУ, МВАр;
Номинальная мощность КУ из стандартного ряда предлагаемого заводами изготовителями, МВАр;
– количество устройств.
Определение величины некомпенсированной мощности, которая будет протекать через трансформаторы определяется по выражению:
(3.6)
Некомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС;
Тип и количество принятых КУ сведено в таблицу 3.2. Подробный расчёт приводится в приложении Б.
Так как это курсовой проект, то типы конденсаторных установок приняты аналогичные (с разъеденителем во вводной ячейке - 56 и левым расположением вводной ячейки - УКЛ)
Таблица 3.2 – Типы применённых КУ на ПС проектируемой сети.
Выбор проводов по экономическим токовым интервалам.
Суммарное сечение проводников ВЛ принимается по табл. 43.4, 43.5 /6, с.241-242/ в зависимости от расчетного тока , номинального напряжения линии, материала и количества цепей опор, района по гололеду и региона страны.
Расчетными для выбора экономического сечения проводов являются: для линий основной сети – расчетные длительные потоки мощности; для линий распределительной сети – совмещенный максимум нагрузки подстанций, присоединенных к данной линии, при прохождении максимума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети. Значение определяется по выражению
где - ток линии на пятом году ее эксплуатации;
Коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;
Коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии T м и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом К M).
Введение коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах. Для ВЛ 110-220 кВ принимается =1,05, что соответствует математическому ожиданию указанного значения в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
Значение К м принимается равным отношению нагрузки линии в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линии. Усредненные значения коэффициента α Т принимаются по данным табл. 43.6. /6, с. 243/ .
Для определения тока на 5 год эксплуатации мы изначально при проектировании спрогнозировали нагрузки в разделе 3. Таким образом, мы уже оперируем прогнозируемыми нагрузками. Тогда для нахождения тока на пятом году эксплуатации нам необходимо
,(3.8)
где - максимальная зимняя(прогнозируемая) активная мощность ПС;
Нескомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС;
Номинальное напряжение линии;
Количество цепей в линии.
Для Хабаровского края принимается III район по гололёду.
Для двух вариантов сети расчётные сечения на всех участках приведены в таблице 3.3. По длительно допустимым токам производится проверка по условию нагрева проводов. То есть, если ток в линии в послеаварийном режиме меньше, чем длительно допустимый, то данное сечение провода можно выбрать для данной линии.
Таблица 3.3 – Сечения проводов в варианте 1
| Ветви | Расчётный ток, А | Марка выбранного провода | Количество цепей | Марка опор |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5-4 | 226,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 6-4 | 160,1 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 5-1 | 290,6 | АС-300/39 | 1 | ПБ 220-1 |
| 5-3 | 337 | АС-300/39 | 2 | ПБ 220-1 |
| 1-2 | 110,8 | АС-150/24 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-3 | 92,8 | АС-120/19 | 1 | ПБ 110-8 |
Таблица 3.2 – Сечения проводов в варианте 2
| Ветви | Расчётный ток, А | Марка выбранного провода | Количество цепей | Марка опор |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5-4 | 226,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 6-4 | 160,1 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 3-5 | 241,3 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-5 | 212,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-3 | 3,4 | АС-120/19 | 1 | ПБ 110-3 |
| 1-5 | 145 | 2хАС-240/32 | 2 | ПБ 110-4 |
Проверка ку по ПА режиму все принятые провода прошли.
Выбор мощности и числа трансформаторов
Выбор трансформаторов производится по расчётной мощности для каждого из узлов. Поскольку на каждой ПС мы имеем потребителей по крайней мере 2 категории, то на всех ПС необходима установка 2 трансформаторов.
Расчётная мощность для выбора трансформатора определяется по формуле
,(3.9)
где - средняя зимняя активная мощность;
Число трансформаторов на ПС, в нашем случае ;
Оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной ПС =0,7).
Последним этапом проверки трансформаторов является проверка на послеаварийную загрузку.
Эта проверка модулирует ситуацию переноса нагрузки двух трансформаторов на один. При этом послеаварийный коэффициент загрузки должен отвечать следующему условию
,(3.10)
где – послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора.
Рассмотрим для примера выбор и проверку трансформатора на ПС 2
МВА
Принимаем трансформаторы ТРДН 25000/110.
Аналогично выбираются трансформаторы на все ПС. Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Силовые трансформаторы выбранные для проектируемой сети.
Выбор оптимальных схем РУ на ПС.
Схемы РУ высшего напряжения.
Через большее число ПС осуществляется транзит мощности, поэтому оптимальным вариантом для них является схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов, с неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линии.
Схемы РУ ВН определяются положением ПС в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: узловые, проходные, ответвительные и концевые. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит через сборные шины этих подстанций.
В данном курсовом проекте на всех транзитных ПС применена схема «Мостик с выключателем в цепях линий», для обеспечения набольшей надёжности транзитных перетоков. Для тупиковой ПС, питающейся по двухцепной ВЛ, применена схема «два блока линия-трансформатор» с обязательным применением АВР по стороне НН. Данные схемы отражены на первом листе графической части.
4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Цель данного раздела уже вынесена в его заголовок. Однако следует отметить, что критерием сравнения вариантов в этом разделе будет их экономическая привлекательность. Это сравнение будет произведено по приведённым затратам для отличающихся частей схем проектов.
4.1 Алгоритм расчёта приведённых затрат
Приведённые затраты определяются по формуле (4.1)
где Е – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е=0,1;
К – капитальные вложения, необходимые для сооружения сети;
И – ежегодные эксплуатационные расходы.
Капитальные вложения на строительство сети складываются из капитальных вложений в воздушные линии и в ПС
, (4.2)
где К ВЛ – капитальные вложения на сооружение линий;
К ПС – капитальные вложения на сооружение подстанций.
Исходя из параметров сравнения, видно что для данного конкретного случая необходимо будет учитывать капиталовложения в строительство ВЛЭП.
Капитальные вложения при сооружении линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы и определяются по формуле (4.3)
где – удельная стоимость сооружения одного километра линии.
Капитальные затраты при сооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т. д.
где - капитальные затраты на сооружение ОРУ;
Капитальные затраты на покупку и монтаж трансформаторов;
Постоянная часть затрат на ПС в зависимости от типа ОРУ и U ном;
Капитальные затраты на покупку и монтаж КУ.
Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети. Суммарные капитальные вложения приводятся к текущему году с помощью коэффициента инфляции относительно цен 1991 года. По сравнении реальной стоимости ВЛ сегодня, коэффициент инфляции по ВЛ в данном КП k инфВЛ = 250, а для элементов ПС k инфВЛ = 200.
Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:
где - расходы на текущий ремонт и эксплуатацию, включая профилактические осмотры и испытания, определяются по (4.6)
Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы (Т сл =20 лет), формула (4.7)
Стоимость потерь электроэнергии, определяется по формуле (4.8)
где – нормы ежегодных отчислений на ремонт и эксплуатацию ВЛ и ПС (= 0.008; = 0.049).
Издержки на амортизацию
где - рассматриваемый срок службы оборудования (20 лет)
Стоимость потерь электроэнергии
, (4.8)
где - потери электроэнергии, кВт ч;
С 0 – стоимость потерь 1 МВт ч электроэнергии. (В задании на КП эта величина равна С 0 =1.25 руб./кВт∙ч.
Потери электроэнергии определяются по потокам эффективных мощностей и включают в себя потери в ВЛЭП, трансформаторах и КУ для зимнего и летнего времени года.
где - потери электроэнергии в ВЛЭП
Потери электроэнергии в трансформаторах
Потери электроэнергии в компенсирующих устройствах
Потери электроэнергии в ВЛЭП определяются следующим образом
, (4.10)
где , – поток эффективной активной зимней и летней мощности по линии, МВт;
Поток эффективной реактивной зимней и летней мощности по линии; МВАр;
Т з, Т л – соответственно количество зимних – 4800 и летних - 3960 часов;
(4.11)
Потери в КУ. Так как на всех ПС установлены батареи конденсаторов или Статические тиристорные компенсаторы (СТК) то потери во КУ будут выглядеть следующим образом
, (4.12)
где - удельные потери активной мощности в компенсирующих устройствах, в данном случае - 0.003 кВт/кВар.
Уровни напряжения ПС не отличаются в обоих вариантах, поэтому трансформаторы, компенсирующие устройства и потери в них при сравнении можно не учитывать (они буду одинаковы).
4.2 Сравнение конкурентоспособных вариантов
Так как в сравниваемых вариантах один уровень напряжения, следовательно трансформаторы и количество компенсирующих устройств в них будет неизменным. Кроме того ПС Г (4) запитывается одинаково в двух вариантах, поэтому в сравнении не участвует.
Отличаться будут только линии (протяжённость и сечение провода) и распределительные устройства питающие ПС А, Б, и В, то при сравнении целесообразно учитывать только различие в капиталовложениях на сети и распределительные устройства обозначенных объектов.
Сравнение по всем остальным параметрам в данном разделе не требуется. Данный расчет приведен в Приложении В.
По результатам расчётов построим таблицу 4.1, содержащую основные показатели сравнения экономической привлекательности каждого варианта
Таблица 4.1 – Экономические показатели сравнения вариантов.
Таким образом, мы получили самый оптимальный вариант схемы сети, который удовлетворяет всем предъявленным требованиям и при этом наиболее экономичен.- Вариант 1.
5. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ
Цель этого раздела – просчитать типовые установившиеся режимы, характерные для этой сети и определить условия их допустимости. При этом необходимо оценить возможность существования «крайних» режимов и величины потерь мощности в различных элементах сети
5.1 Ручной расчёт максимального режима
Подготовка данных для ручного расчёта максимального режима
Для ручного расчёта режима, прежде всего, необходимо знать параметры схемы замещения. При составлении данной, мы исходили из того, что на каждой ПС установлены 2 раздельно работающих на половину нагрузки трансформатора. Зарядную мощность линий мы разнесли по её узлам; трансформаторы представляем Г образной схемой, в которой ветвь поперечных проводимостей представлена потерями холостого хода(ХХ).
Схема замещения представлена на рисунке 5 и на листе графической части проекта.
Рисунок 5 – Схема замещения для расчёта режима.
Параметры узлов схемы сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Параметры узлов схемы замещения
| № узла | Тип узла | U ном узла, кВ | Р н, МВт | Q н, МВАр |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 6 | Балансирующий | 110 | ||
| 5 | Балансирующий | 110 | ||
| 1 | Нагрузочный | 110 | ||
| 11 | Нагрузочный | 10 | 14,7 | 5,7 |
| 12 | Нагрузочный | 10 | 14,7 | 5,7 |
| 2 | Нагрузочный | 110 | ||
| 21 | Нагрузочный | 10 | 17,7 | 6,95 |
| 22 | Нагрузочный | 10 | 17,7 | 6,95 |
| 3 | Нагрузочный | 110 | ||
| 31 | Нагрузочный | 10 | 20,6 | 8,2 |
| 32 | Нагрузочный | 10 | 20,6 | 8,2 |
| 4 | Нагрузочный | 110 | ||
| 41 | Нагрузочный | 10 | 34,2 | 13,7 |
| 42 | Нагрузочный | 10 | 34,2 | 13,7 |
Параметры ветвей заданы в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Параметры ветвей схемы замещения
| № узла начала ветви | № узла конца ветви | Марка провода | Активное сопротивление ветви, Ом | Реактивное сопротивление ветви, Ом | Зарядная мощность линии, МВАр |
| 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 | АС 300/39 | 2,2 | 9,6 | 0,71 |
| 5 | 3 | АС 300/39 | 2 | 8,6 | 0,64 |
| 2 | 3 | АС 120/19 | 1 | 9,5 | 0,72 |
| 1 | 2 | АС 240/32 | 8 | 8,1 | 0,68 |
Для расчёта потоков мощностей по линиям необходимо рассчитать расчётные нагрузки, включающие в себя непосредственно нагрузки ПС, потери в трансформаторах, и зарядные мощности линий Пример расчета данной величины приведен в /5, с. 49-52/.
Полные потери в 2 трансформаторах ПС 1;
Половины зарядных мощностей линий 1-5 и 1-2.
Алгоритм расчёта режим
Ручной расчёт режима наиболее экономически целесообразного варианта схемы сети произведём с помощью математического пакета MathCAD 14.0. Подробный расчёт режима представлен в приложении Г. В приложении Д представлены расчеты режимов с помощью ПВК: нормальных максимального и минимального и послеаварийного (ПА) .
Покажем коротко этапы ручного расчёта режима.
Имея расчётные нагрузки в четырёх основных узлах схемы приведём основные этапы расчёта.
Первоначально находим потоки мощности на головных участках 6-4 и 6-5. Для примера запишем для участка 6-4
(5.2)
Сумма сопряжённых комплексов сопротивлений между источниками питания
Далее рассчитываются потоки мощности по остальным ветвям без учета потерь и определяем точки потокоразделов по активной и реактивной мощностям. В нашем случае данных участков не будет, однако будет уравнительная мощность, которая возникает из-за разности напряжений на ИП.
где - сопряжённые комплексы напряжений источников питания.
После определения уравнительной мощности находятся фактические потоки мощности на головных участках сети.
После определения потоков мощностей на всех участках находим точки потокоразделов по активной и реактивной мощностям. Это точки определяются там, где поток мощности меняет знак на противоположный. В нашем случае узел 4 будет точкой потокораздела по активной и по реактивной мощности.
При дальнейшем расчёте мы разрезаем кольцо по точкам потокоразделов и считаем потоки мощности на этих участках с учётом потери мощности на них как для разветвлённой сети. К примеру
(5.5)
(5.6)
Зная потоки мощности на всех участках, определяем напряжения во всех узлах. Например, в узле 4
(5.7)
5.2 Расчёт максимального, минимального и послеаварийного режима с помощью ПВК
Краткая характеристика выбранного ПВК
В качестве ПВК мы выбрали SDO-6. Данный ПВК предназначен для решения задач анализа и синтеза, возникающих при исследовании установившихся режимов ЭЭС и может использоваться при эксплуатации и проектировании ЭЭС в рамках АСДУ, САПР и АРМ ЭЭС.
ПВК моделирует действие и работу различных устройств, предназначенных для управления напряжением, перетоками активной и реактивной мощности, генерацией и потреблением, а также работу некоторых видов противоаварийной автоматики – от наброса мощности, повышения/понижения напряжения.
ПВК содержит достаточно полное математическое описание основных элементов сети ЭЭС - нагрузки(статические характеристики по U и f), генерации (учет потерь в генераторе в режиме СК, зависимость Qрасп(Pg)), коммутируемых реакторов, линий, трансформаторов линейно-дополнительных, 2-х и 3-х обмоточных с продольно-поперечным и связанным регулированием.
ПВК обеспечивает работу с расчетной схемой сети ЭЭС,имеющей в своем составе выключатели, как элементы распределительных устройств станций и подстанций.
ПВК обеспечивает эффективное и надежное решение задач за счет избыточности состава алгоритмов их решения.
ПВК является удобным и эффективным средством достижения целей, формулируемых пользователем. В его составе реализовано значительное число основных и вспомогательных функций.
К основным функциям относятся:
1) расчет установившегося режима ЭЭС при детерминированном характере информации с учетом и без учета изменения частоты (модификации метода Ньютона-Рафсона);
2) расчет предельного установившегося режима при различных способах утяжеления и критериях завершения;
3) расчет допустимого установившегося режима;
4) расчет оптимального установившегося режима (метод обобщенного приведенного градиента);
По потерям активной и реактивной мощности в сети ЭЭС;
По издержкам на выработку электроэнергии;
5) получение требуемых значений для отдельных параметров режима (модулей напряжения, активных и реактивных генераций и т.д.) с выбором состава компонент вектора решения;
6) определение "слабых мест" в сети ЭЭС и анализ на этой основе предельных режимов;
7) формирование эквивалента расчетной схемы ЭЭС, полученного при исключении заданного числа узлов (метод Уорда);
8) получение эквивалента расчетной схемы сети, адаптивного к заданным расчетным условиям и определение функциональных характеристик отбрасываемой сети, включаемых в граничные узлы;
9) расчет статической апериодической устойчивости режима ЭЭС на основе анализа коэффициентов характеристического уравнения;
10) анализ динамической устойчивости режима ЭЭС относительно заданной совокупности расчетных возмущений при учете широкого набора средств противоаварийной автоматики как традиционных, так и перспективных с возможностью моделирования производных законов их управления. Данная функция обеспечивается возможностью совместной работы ПВК СДО-6 и ПВК ПАУ-3М (разработка СЭИ) и поставляется заказчику при установлении им договорных отношений с разработчиками ПВК ПАУ-3М.
К вспомогательным функциям относятся:
1) анализ и поиск ошибок в исходных данных;
2) корректировка состава элементов расчетной схемы сети ЭЭС, параметров режима и расчетных условий;
3) формирование и хранение на внешних запоминающих устройствах собственного архива данных о расчетных схемах сети ЭЭС;
4) работа с данными в унифицированном формате ЦДУ (экспорт/импорт);
5) представление и анализ выходной информации с использованием разнообразных таблиц и графиков;
6) отображение результатов расчета на графе расчетной схемы сети.
ПВК имеет в своем составе удобный и гибкий язык управления заданиями, содержащий до 70 управляющих директив (команд). С их помощью может задаваться произвольная последовательность выполнения его основных и вспомогательных функций при работе в пакетном режиме.
ПВК разработан и реализован на языке ФОРТРАН, TurboCI. Он может эксплуатироваться в составе математического обеспечения вычислительных центров, оснащенных СМ-1700 и ПЭВМ (MS DOS).
ПВК имеет следующие основные технические характеристики:
Предельный объем расчетных схем определяется располагаемыми ресурсами памяти ЭВМ и для текущей версии ПВК составляет не менее 600 узлов и 1000 ветвей;
Имеются программные средства для настройки и генерации ПВК на требуемый состав элементов и объем расчетных схем сети;
Возможна работа в пакетном и диалоговом режиме.
ПВК может тиражироваться и поставляться пользователю на магнитной ленте и/или дискетке в составе загрузочного модуля и документации по его сопровождению и использованию.
Разработчики: Артемьев В.Е., Войтов О.Н., Володина Э.П., Мантров В.А., Насвицевич Б.Г.,Семенова Л.В.
Организация: Сибирский Энергетический институт СО АН РОССИИ
Подготовка данных для расчёта в SDO 6
Так как в SDO6 для задания узла достаточно использовать значение номинального напряжения и мощности нагрузок (генераций), то для создания массива данных в этом ПВК достаточно использовать таблицу 5.1.
Для задания параметров линии в SDO 6 дополнительно к комплексному сопротивлению добавляется емкостная проводимость, а не зарядная мощность, как в ручном расчёте. Поэтому дополнительно к таблице 5.2 зададим емкостную проводимость в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Емкостная проводимость ветвей
Первоначально при ручном расчете для задания поперечной ветви проводимостей мы использовали потери холостого хода трансформатора. Для задания трансформаторов в ПВК необходимо вместо них использовать проводимости этой ветви, которые приведены в таблице 5.4. Все остальные данные те же, что и для ручного расчета (Приложение Е).
Таблица 5.4 – Поперечные проводимости трансформаторов
Сравнительный анализ ручного расчёта максимального режима и расчёта с помощью ПВК
Для сравнения расчёта в ВПК и ручного необходимо определиться с параметрами сравнения. В данном случае будем сравнивать значения напряжений во всех узлах и номера отпаек РПН в трансформаторах. Этого будет вполне достаточно для заключения о примерном расхождении ручного и машинного расчёта.
Сравним первоначально напряжения во всех узлах, результаты поместим в таблицу 5.5
Таблица 5.5 – Сравнение напряжений при ручном и машинном расчёте
| № узла | Ручной расчет , кВ | ПВК SDO-6. , кВ | Отличие, % |
| 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 |
Исходя из результатов сравнения можно сказать, что при точности расчёта в 5% на ПВК мы имеем достаточную точность расчёта. При том, что отпайки трансформаторов при обоих расчётах сходятся.
5.3 Анализ установившихся режима
Структура потерь электрической энергии
Проанализируем структуры потерь для трёх режимов, рассчитанных с помощью ПВК.
Структуру потерь для 3 режимов представим в таблице 5.6
Таблица 5.6 – Структура потерь в рассматриваемых режимах
Анализ уровней напряжений в узлах
Для анализа уровней напряжения рассчитываются наиболее тяжёлые ПА режимы и режим минмимальных нагрузок.
Так как нам необходимо поддерживать желаемые уровни напряжений во всех трёх режимах, то отличия будут в номерах отпаек РПН.
Напряжения, полученные в рассматриваемых режимах приведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7 – Фактические напряжения на низких сторонах ПС
Все необходимые пределы по напряжению на стороне НН выдерживаются при всех трёх режимах.
Расчёт и анализ всех рассматриваемых режимов показывает, что спроектированная сеть позволяет поддерживать требуемые уровни напряжений как в нормальных, так и послеаварийных режимах.
Таким образом, спроектированная сеть позволяет надёжно и качественно снабжать потребителей электрической энергией.
6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ И ПОТОКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРИНЯТОМ ВАРИАНТЕ СЕТИ
Цель раздела – объяснить применение используемых средств регулирования напряжения и дать их описание.
6.1 Методы регулирования напряжения
Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются: а) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети; б) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов; в) неправильно построенные схемы сетей.
Контроль за отклонениями напряжения проводится тремя способами: 1) по уровню - ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями; 2) по месту в электрической системе - ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции; 3) по длительности существования отклонения напряжения.
Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Используется регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей - на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их работы и непосредственно у самих потребителей и на энергообъектах (электростанциях, подстанциях) /1, с. 200/.
При необходимости на шинах вторичного напряжения понижающих подстанций обеспечивается встречное регулирование напряжения в пределах 0... + 5% номинального напряжения сети. Если в соответствии с суточным графиком нагрузки суммарная мощность снижается до 30 % и более от ее наивысшего значения, напряжение на шинах должно поддерживаться на уровне номинального напряжения сети. В часы наибольшей нагрузки напряжение на шинах должно превышать номинальное напряжение сети не менее чем на 5 %; допускается повышение напряжения даже до 110 % номинального, если при этом отклонения напряжения у ближайших потребителей не превысят наибольшего значения, допускаемого Правилами устройства электроустановок. В послеаварийных режимах при встречном регулировании напряжение на шинах низшего напряжения не должно быть ниже номинального напряжения сети.
В качестве специальных средств регулирования напряжения прежде всего могут быть использованы трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Если с их помощью невозможно обеспечить удовлетворительные величины напряжений, следует рассмотреть целесообразность установки статических конденсаторов или синхронных компенсаторов. /3, с. 113/. Этого в нашем случае не требуется, так как вполне достаточно регулирование напряжений в узлах на низких сторонах с помощью РПН.
Существуют различные методики выбора регулировочных ответвлений трансформаторов и автотрансформаторов с РПН и определения получаемых напряжений.
Рассмотрим методику, основанную на непосредственном определении необходимого напряжения регулировочного ответвления и характеризующуюся, по мнению авторов, простотой и наглядностью.
Если известно приведенное к высокой стороне трансформатора напряжение на шинах низшего напряжения подстанции, то можно определить желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора
(6.1)
где - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора;
Напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети U H - в режиме наибольшей нагрузки и в послеаварийных режимах и U H - в режиме наименьших нагрузок);
U H - номинальное напряжение сети.
Для сетей с номинальным напряжением 6 кВ необходимые напряжения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах равны 6,3 кВ, в режиме наименьших нагрузок они составляют 6 кВ. Для сетей с номинальным напряжением 10 кВ соответствующие значения составят 10,5 и 10 кВ. Если в послеаварийных режимах невозможно обеспечить напряжение U H , допускается его снижение, но не ниже 1 U H
Применение трансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без их отключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвления раздельно для наибольшей и наименьшей нагрузки. Так как время возникновения аварийного режима неизвестно, то будем считать, что этот режим возникает в наиболее неблагоприятном случае, т. е. в часы наибольших нагрузок. С учетом сказанного выше расчетное напряжение регулировочного ответвления трансформатора определяется по формулам:
для режима наибольших нагрузок
(6.2)
для режима наименьших нагрузок
(6.3)
для послеаварийного режима
(6.4)
По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному.
Определенные таким образом значения напряжений на шинах низшего напряжения тех подстанций, где применены трансформаторы с РПН, сравниваются с желаемыми значениями напряжения, указанными выше.
На трехобмоточных трансформаторах регулирование напряжения под нагрузкой выполняется в обмотке высшего напряжения, а обмотка среднего напряжения содержит ответвления, которые переключаются только после снятия нагрузки.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБИСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Целью этого раздела является определение себестоимости передачи электрической энергии в проектируемой сети. Этот показатель важен поскольку является одним из показателей привлекательности всего проекта в целом. Полная себестоимость передачи электрической энергии определяется как отношение издержек на сооружение сети в целом к суммарному её среднегодовому потреблению, руб/МВт
(7.1)
где - суммарные издержки для всего варианта с учётом потерь электрической энергии, руб;
Среднегодовое электропотребление проектируемой сети, МВтч.
где - максимальная потребляемая зимняя мощности рассматриваемой сети, МВт;
Чило часов использования максимальной нагрузки, ч.
Таким образом, себестоимость передачи электроэнергии получается равна 199,5 руб. за МВтч или 20 коп. за кВтч.
Расчет себестоимость передачи электроэнергии приведен в приложении Е.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе проектирования электрической сети нами было проанализировано заданное географическое расположение потребителей электрической энергии. При данном анализе были учтены мощности нагрузок потребителей, их взаимное расположение. На основе этих данных нами были предложены варианты схем электрической распределительной сети, наиболее полно отражающие специфику их составления.
С помощью расчета по типовым графикам электрических нагрузок нами были получены вероятностные характеристики, позволяющие с большей точностью проанализировать в дальнейшем все параметры режимов спроектированной электрической распределительной сети.
Также было произведено сравнение проектных вариантов сети по возможности технической реализации, по надежности, по экономическим вложениям.
В результате экономического просчета был выбран наиболее удачный вариант схемы ЭС из представленных нами на рассмотрение. Для этого варианта были рассчитаны 3 наиболее характерных для энергосистемы установившихся режима, в которых мы выдержали желаемое напряжение на шинах НН всех понизительных ПС.
Себестоимость передачи электроэнергии в предложенном варианте составил 20 коп. за кВтч.
БИЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети
2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. Блок В.М.
3. Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование
4. Правила эксплуатации электроустановок ПУЭ издание 6, 7-е дополненное
5. Савина Н.В., Мясоедов Ю.В., Дудченко Л.Н. Электрические сети в примерах и расчётах: Учебное пособие. Благовещенск, Издательство АмГУ, 1999, 238 с.
6. Электротехнический справочник: В 4 т. Т 3. Производство, передача и распределение электрической энергии. Под общ. Ред. Проф. МЭИ Герасимова В.Г. и др. – 8-е изд., испр. И доп. – М.: Издательство МЭИ, 2002 г, 964 с.
7. Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2 т. / под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Издательский дом МЭИ, 2008. Том 2. Современная электроэнергетика / под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. - 632 с., ил.
8. Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения). Утвержден Приказом Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. №49
1. Разработка 4-5
вариантов конфигурации сети
При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.
В соответствии с ПУЭ нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии. В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.
Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.
Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.
На основе выше изложенного принимаем для
дальнейших расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют наименьшую протяженность
сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям
потребителей, имеют кольцевые схемы.
Рисунок 1.1- Варианты конфигурации сетей
2. Приближенные
расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух
вариантов сети
Рассчитаем нагрузки потребителей:
где Q = P*tgц,
где Р - активная мощность потребителей, МВт;
tgц=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.
Для ПС2:
Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар
S = 14+j9,4
MB*А
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей
Потребители Катего-рия Балансирующий
узел Для определения номинальных напряжений и сечений
проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности
в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать
приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных
уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в
два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и
потерь напряжения, а на втором - расчеты уточняют с учётом потерь. Здесь
используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта.
Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к
допущениям: Номинальные
напряжения линий одинаковы; Сечения
проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их
длинам, проводимости линий не учитываются; Потери
мощности в трансформаторах не учитываются. Расчет
приближенного потокораспределения для варианта №1 При одном источнике питания мощности на головных
участках рассчитываем по выражению:
где l n
и l ∑
длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно. Проверка:
Распределение мощностей на остальных
участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа. Результаты расчёта с учётом
направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1- Результаты расчёта с учётом
направлений потоков мощности для варианта №1
Расчет
приближенного потокораспределения для варианта №2 Расчет приближенного потокораспределения для
варианта №2 производим аналогично варианту №1. Проверка
Результаты расчёта с учётом
направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2- Результаты расчёта с
учётом направлений потоков мощности для варианта №2
3. Выбор
номинального напряжения и числа цепей линий
Номинальное напряжение - это основной параметр
сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций,
коммутационных аппаратов и их стоимость. Выбранное напряжение должно соответствовать
принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный
выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам или по эмпирическим формулам : Формула Стилла:
Формула Илларионова:
Формула Залеского:
где l и Р - длина
линии, км, и мощность на одну цепь линии. МВт Во всех случаях независимыми
переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и
протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе
предварительного потокораспределения. Произведём расчёт напряжений по
экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта №1: Линия 1-2 одноцепная, длиной 39,6
км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей
искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной
линии принимаем напряжение 110 кВ. Формула Стилла: Формула Илларионова: Формула Залеского: Окончательно принимаем на участке
сети 1-2 варианта №1 номинальное напряжение 110 кВ. Аналогично производим расчет для
остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1
Таблица 3.1 - Предварительный выбор
номинального напряжения линий электропередачи
Номер
Линии по схеме Длина
линии, км Передаваемая
Активная мощность, МВт Расчётное
номинальное напряжение, кВ Принятое
номинальное напряжение, кВ по
экономическим зонам По
эмпирическим формулам Илларионова Залесского Вариант
1 Вариант
2 На участке 5-1 первого варианта принимаем линию
двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ. На остальных участках сети принимаем одноцепные
линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.
4. Выбор сечения
проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств.
Уточнение конфигурации сети
Провода воздушных линий системообразующей сети
выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и
выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение
провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов можно
представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из
рассматриваемых вариантов. Сечения проводов определяем по экономической
плотности тока по формуле:
I-ток в проводнике
при нормальной работе сети, А; J э -
экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала
токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной
нагрузки, А/мм 2 . Согласно заданию, время использования
максимальной нагрузки Т max =5100
ч для ПС2 и ПСЗ, и Т m ах =5200
ч для ПС4 и ПС5. Так как значения Т m ах
различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Т ср:
Для варианта № 1: Для варианта № 2: По параметру Т ср и табл. 5.1
принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1 А/мм 2 . Проверка по условию короны: U pa б
- рабочее напряжение; U кр
- критическое напряжение короны; m 0
- коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных
проводов m 0 =0,85; m n
- коэффициент, учитывающий состояние погоды, m п
= 1 при сухой и ясной погоде; д - коэффициент относительной плотности воздуха,
учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1; r - радиус провода,
см; D -
расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46
предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть
принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий
используем сталеалюминевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по
условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять
условию: . Если критическое напряжение
получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения
критического напряжения, т.е. взять большее сечение.
Таблица 4.1 - Выбор сечений проводов
воздушных линий
Номер
линии Расчётная
мощность,
MB*A Расчётное
сечение провода по экономическим условиям, мм 2 Проверка
по условиям короны, кВ Проверка
по допустимому току нагрева, А Принятое
сечение и марка провода Вариант
1 Вариант
2 Для проверки выбранных сечений по нагреву в
замкнутой сети находим потокораспределение в различных послеаварийных режимах и
соответствующие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Результаты расчёта послеаварийного
режима
Номер
ветви Ток,
А, при отключении сети Наибольшее
значение тока, А Вариант
1 Вариант
2риант 2 На всех участках сети ток в послеаварийном
режиме не превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов.
Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается такой же, как и в начале
расчётов. Согласно нормам технологического проектирования
воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.
5. Выбор числа и
мощности трансформаторов на подстанциях
На подстанциях, питающих потребителей I
и II категории, для
бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше
двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей нагрузки
потребителей при выходе из строя одного трансформатора и с учётом допустимой
перегрузки до 40%:
Мощность однотрансформаторной подстанции
определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до
100%). Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном
и послеаварийном режимах:
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере
подстанции 5. Определим подключённую в момент максимума
мощность:
Мощность трансформаторов с учётом допустимой
перегрузки до 40%: Принимаем по таблице 2.2 два трансформатора
типа ТДН-2500/110. Коэффициент загрузки трансформаторов в
нормальном и послеаварийном режимах: Аналогично произведём выбор трансформаторов для
остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Выбор числа и мощности
трансформаторов
Номер
подстанции Суммарная
подключенная в момент максимума мощность, МВ*А Мощность
трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*А Число
выбранных трансформаторов Номинальная
мощность каждого из выбранных трансформантов В
нормальном режиме, % В
аварийном режиме, % Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов
Тип
и мощность, МВ*А U ном
обмоток, кВ ТРДН
- 25000/110 ТДН
- 16000/110 ТДТН
- 25000/110 ТДН
- 16000/110 6.
Технико-экономическое сравнение вариантов
При технико-экономическом сравнении 2-х
вариантов допускается пользоваться упрошенными методами расчётов, а именно: не
учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении
распределении мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях
не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной
мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению. Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость
передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения
производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об
экономичности т к не учитывают затрат труда на производство прибавочного
продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности
того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного
труда, необходимого для производства продукции. Приведенные затраты могут быть определены но
формуле:
Нормативный коэффициент
эффективности капиталовложения; K -
капитальные затраты на сооружение электрической сети; Капитальные затраты на сооружение
ЛЭП:
К 0 - стоимость сооружения
воздушных ЛЭП на 1 км длины. Рассчитываем стоимость линий в ценах
1991 гола для двух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 - Стоимость линий
Номер
ветвей схемы Длина
линии, км Марка
и сечение провода, количество ветвей Удельная
стоимость тыс. руб./км Полная
стоимость лини тыс. руб. Вариант
1 Вариант
2 Капитальные затраты на сооружение подстанции:
Стоимость трансформаторов, тыс.
руб.; Стоимость сооружения открытых
распределительных устройств, тыс. руб.; Постоянная часть затрат по
подстанциям, тыс. руб. Эти данные приводятся в таблицах
. Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводим в
таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Стоимость подстанций
Номер
узла Стоимость
трансформаторов, тыс. руб. Постоянная
часть затрат, тыс. руб. Стоимость
распределительных устройств, тыс. руб. Полная
стоимость подстанции, тыс. руб. Капитальные затраты на сооружение электрической
сети: Годовые эксплуатационные расходы:
Отчисления на амортизацию и
обслуживание, %; Для воздушных ЛЭП ДW - потери
энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч; в - стоимость 1 кВт*ч потерянной
энергии, руб/кВт*ч; для силового оборудования в =
1,75*10 -2 руб/кВт*ч, для ЛЭП в = 2,23*10 -2 руб/кВт*ч. Потери энергии в трансформаторах:
и - потери холостого хода и короткого
замыкания, кВт; Номинальная мощность
трансформатора, МВ*А; Продолжительность работы
трансформатора, Продолжность максимальных потерь,
определяется в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки по формуле:
Потеря энергии в линии:
Номинальное напряжение, кВ; Активная сопротивление линии, Ом,
состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины линии, км. Для замкнутой сети: Годовые эксплуатационные расходы в
линиях: Годовые эксплуатационные расходы в
трансформаторах подстанции: Годовые эксплуатационные расходы в линиях: Суммарные годовые эксплуатационные расходы:
Приведённые затраты: Так как вариант 2 более дешёвый по сравнению с
вариантом 1, то при дальнейших расчётах используем вариант 2.
7. Электрические
расчёты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее
тяжелого послеаварийного режима
Целью электрического расчёта сети является
определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения
экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов
регулирования напряжения. В электрический расчёт входят распределение
активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и
реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских
подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах. Составляют схему замещения электрической сети
(линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяют её
параметры: Для линии:
; ; Удельная активное и реактивное
сопротивления, Ом/км; Удельная реактивная (емкостная)
проводимость, См/км; Длина линии, км. Удельные параметры ЛЭП r 0 ,
х 0 и b 0 определяют по таблицам. Для участка сети 1-2, длинной 30 км,
выполненного проводом АС-95/16: активное сопротивление: реактивное сопротивление: ёмкостная проводимость: зарядная мощность, подключенная на
концах участка: Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП
Учас-ток
сети Длина
линии, км Марка
и сечение провода Потери короткого замыкания, кВт; Номинальное напряжение обмотки
высшего напряжения, кВ; Номинальная мощность
трансформатора, МВ·А; Напряжение короткого замыкания,
%. В расчётах электрических сетей 2-х обмоточные
трансформаторы при U вн.ном ≤ 220 кВ представляются упрощённой
схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде
дополнительной нагрузки потери холостого хода ∆Р х +j∆Q х:
Для подстанции 2: Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2
Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов
Номер
подстанции Тип
и мощность, МВ*А Расчётные
данные ДQ х,
мВ*Aр ТРДН
- 25000/110 2хТДН
- 16000/110 2хТДТН
- 25000/110 2хТДН
- 16000/110 Для данных трансформаторов предел регулирования
напряжения ±9 х 1,78%.
7.1 Электрический
расчёт сети в режиме наибольших нагрузок
Нагрузки электрической сети обычно задаются на
шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка
сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в
трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии,
которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети. Приводят
нагрузки к сети ВН:
Р вн +jQ вн =(Р н +∆P х + ·т) + j(Q н +∆Q х +
·Хт - ∑
Q b),
Р н, Q н - активная и
реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения
подстанций; т, Х т - суммарные активные и реактивные
сопротивления трансформаторов данной подстанции; ∑Q b
- суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной
нагрузки (подстанции). Для подстанции 2: Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1
Таблица 7.1.1 - Расчётные нагрузки подстанций
Номер
подстанции P н
+ jQ н,
МВ*А ∆P х
+ j∆Q х,
МВ*А ∆P т
+ j∆Q т,
МВ*А ∑Q b ,
МВ*Ар P вн +
jQ вн, МВ*А 10+j6,72
15+j10,08 Рисунок 7.1.1 - Потокораспределение на участках
сети в режиме наибольших нагрузок
Таблица 7.1.2 - Распределение мощности на
участках сети с учётом потерь мощности
Участок
сети Мощность
в конце линии, МВ*А Результаты электрического расчёта режима
наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.
7.2 Электрический расчёт сети в режиме
наименьших нагрузок
Мощность потребителей в режиме наименьших
нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность
задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузок. Этот процент зависит от
характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: P нм
= 0,5P нб.
Номер
под-станции P н
+ jQ н,
МВ*А ∆P х
+ j∆Q х,
МВ*А ∆P т
+ j∆Q т,
МВ*А ∑Q b ,
МВ*Ар P вн +
jQ вн, МВ*А 5+j3,36
7,5+j5,04 Рисунок 7.1.1 - Потоктокораспределение на
участках сети в режиме наименьших нагрузок
3 Электрический
расчёт сети в nослеаварийном
режиме
Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при
обрыве линии на головном участке 1-3. Поэтому рассмотрим аварийный случай при
обрыве одноцепной линии на участке 1-3. сеть электропередача конфигурация Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций
Номер
под-станции P н
+ jQ н,
МВ*А ∆P х
+ j∆Q х,
МВ*А Рассчитаем потокораспределение на участках сети
в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности:
Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2
Таблица 7.2.3 - Распределение мощности на
участках сети с учётом потерь мощности
Участок
сети Мощность
в начале линии, МВ*А Потери
мощности в линии, МВ*А Мощность
в конце линии, МВ*А
- для силового оборудования;
; ,
.
