Таблиця 9,1 Вихідна інформація для ЕОМ

9.1 Управління друком

У форматі 12 з першої позиції записуються

1. NMAC – номер масиву 00;

2. NPK – номер рядка 01;

3. NQBKT – шифр (номер) об’єкту. Типове значення 0.

4. NSEТ – шифр (номер) мережі. Типове значення 0.

Позиції 5–8 не використовується. З 9-ої позиції у форматі F8.0 записується:

5 KPR1 – признак друку вхідної інформації: 0 – друку нема; 1 – друк є.

6 KPR2 – признак друку проміжних результатів: 0 – друку нема; 1 – друк є. Типове значення – 0.

7. КРR3 – признак друку номерів закріплених і відкріплених з меж по Q – генераторних вузлів: 0 – друку нема; 1 – друк є. Типове значення – 0.

8 – признак друку потокорозподілення: 0 – друкуються потоки потужності для всіх вузлів мережі; 1 – друку потокорозподілення нема. Типове значення – 0.

9.2 Інформація про вузли мережі

Вихідна інформація про кожен вузол розміщується у 2-х рядках таким чином:

1-й рядок

1. NMАС – номер масиву 02.

2. NPK – номер рядка у масиві 01.

3. Позиції 5 і 6 не використовується.

4. NCXH – номер типу статистичної характеристики навантаження. Він записується у 7–8-й позиціях у форматі 12. Для корони у цих позиціях указується номер типу питомих втрат на корону.

Вказані номери вибираються у відповідності з масивом 4.

Примітка: Наступні числа починаються з 9-ої позиції і записуються у формі F8.0.

5. NPV – номер вузла (і).

6. UNOM – номінальна напруга вузла (U_ном), кВ.

7. PH1 – активна потужність споживача у вузлі і, відповідна U_ном, МВт. Якщо і‑й вузол використовується і для розрахунку втрат активної потужності на корону, то у даній позиції вказується довжина прилеглих ділянок ПЛ з короною в км.

8. QH1 – реактивна потужність вузла, відповідна U_ном, МВАр.

9. РG1– активна потужність генераторів у вузлі (Р_Г), МВт.

10. QG1 – реактивна потужність вузла (Q_Г), МВАр.

11. UMOD – заданий модуль напруги (U), або його початкове наближення U₀, кВ.

12. QMIN, QMAX – нижча межа значень реактивної генерації у вузлах (Q_Г^min), МВАр; вища межа значень реактивної генерації у вузлах (Q_Г^max), МВАр.

2-ий рядок

1. NМАС – номер масиву 02.

2. NPK – номер рядка у масиві 02.

3. Позиції 5–8 не використовуються.

Примітка: Наступні числа починаються з 9-ої позиції і записуються у формі F8.0.

4. NPV – номер вузла (i).

5. UMIN- нижча межа допустимих знамень модуля напруги вузла(U^min), кВ.

6. UMAX – верхня межа допущених значень модуля напруги вузла (U^max), кВ.

7. РGMIN – нижча межа допущених значень генерації активної потужності вузла (P_Г^min), МВт.

8. РGMAX – верхня межа допущених значень активної генерації вузла (Р_Г^max), МВт.

9. NОР – признак завдання типу генераторного вузла; NОР = 0, якщо вузол неопорний; NОР = 1, якщо вузол опорний; NOP = –1, якщо вузол балансуючий; NОР = 2, якщо вузол типу U; .

10. РNОM – номінальна активна потужність джерела активної потужності (P_ном), МВт. Вказана величина не використовується при роботі розглянутої програми.

Примітки

1. Можливе проведення розрахунків без завдання другого рядка у всіх вузлах, крім балансуючого.

2. Вузол розглядається як генераторний, якщо хоч одна із величин PG1, QG1, QUMIN, QUMAX відома.

3. Якщо у вузлах необхідно підтримати заданий модуль напруги, то хоча б одна з величин Q_Г^min або Q_Г^max повинна бути заданою.

4. Якщо в генераторному вузлі не задані значення Q_Г^min і Q_Г^max, то цей вузол розглядається як вузол, в якому фіксована генерація реактивної потужності Q_Г ,

5. Може статися, що в деяких вузлах значення UMOD не вказане. Тоді у даній програмі приймається U=U_ном .

6. У вузлах, введених для рахунку втрат на корону, дані за величинами QH1, QG1, PG1, QMIN, QMAX не задаються.

7. Початкове значення фазового кута приймається рівним 0.

8. Не допускається, щоб другий рядок, який відноситься до даного вузла, попереджав перший.

9. Масив 02 обов’язково має закінчуватися пустим рядком.

9.3 Інформація про вітки мережі

Інформація про вітки мережі може займати один або два рядки.

1-ий рядок

1. NMAC – номер масиву 03;

2. NPK – номер рядка у масиві 01;

3. Позиції 5–8 не використовуються;

Примітка: Наступні числа починаються з 9-ої позиції і записуються у формі F8.0.

4. NPV, NQV – номера вузлів (і, ), обмежуючих дану вітку (лінію, чи трансформатор).

1) якщо у вітки є трансформатор, то на першому місці вказується вузол, до якого віднесено опір трансформатора;

2) якщо вітка являє собою шунт на землю, то на місці  вказується 0.

5. RV – активний опір вітки і, Ом.

6. XV – реактивний опір вітки і, Ом.

7. BV – реактивна провідність вітки і, Ом.

Для ліній приймається з “–”, для трансформаторів з “+”. Коефіцієнт 10^-6 не записується.

8. К_T – коефіцієнт трансформації трансформатора, який визначається відношенням U_HH/U_BH.

Розрахунки на ЕОМ виконуються для всіх характерних режимів з обов’язковим регулюванням напруги у вузлах навантажень.

Аналітичний розрахунок без застосування ЕОМ виконується для одного з усталених режимів (краще для режиму максимальних навантажень).

Результати розрахунків з використанням ЕОМ і без нього потрібно порівняти і зробити висновки.

8.Визначення основних техніко-економічних показників електричної мережі

Цей заключний розділ проекту має за мету визначити витрати, які необхідні для спорудження мережі (одноразових капітальних витрат) і для її експлуатації протягом року (витрати на амортизацію, поточний ремонт і обслуговування), а також системних витрат на компенсацію втрат потужності та електроенергії в мережі. Ці показники визначаються за методом, який викладений у гл. 5.

Крім цих основних показників необхідно визначити і ряд інших показників, які характеризують ефективність експлуатації. До них відносяться:

С – собівартість передані електроенергії у мережі.

C = E / A_річ,

де А_річ – сумарна електроенергія, яка відпущена у розподільні мережі з шин 10 кВ підстанцій на протязі року.

A_річ = Т_нб= Р_нвmaxТ_нб,

де Р_нвmax – сумарне максимальне навантаження підстанцій мережі;

P_*max – відносне значення сумарних втрат активної потужності в режимах максимальних навантажень мережі в процентах від сумарного навантаження підстанцій:

P_*max =100;

A_* – відносне значення сумарних річних втрат електроенергії у мережі в процентах від А_річ

A_* =100.

Крім вказаних показників, потрібно розрахувати дані, які характеризують необхідність мережі в елементах обладнання. До них відносяться:

– кількість трансформаторного обладнання за номінальними напругами ВН і марками;

– кількість вимикачів, включаючи ділянки КРП 10 кВ, і комплектів із роз’єднувачів, відокремлювачів і короткозамикачів за номінальною напругою.

– кількість компенсуючих пристроїв (синхронних компенсаторів, комплектних конденсаторних установок) по марках і номінальним напругам;

– кількість кілометрів ПЛЕП по марках (в однофазному обчисленні), враховуючи непрямолінійність трас.

При визначенні капіталовкладень на спорудження як ліній, так і підстанцій в даному випадку необхідно враховувати зональні поправочні коефіцієнти і коефіцієнти інфляції, які приведені в [4]; оскільки укрупнені показники використані на стадії порівняння варіантів, характеризують усереднені умови будівництва електромереж. Крім того, необхідно врахувати довжини реальних трас ліній електропередачі відповідним коефіцієнтом, який може бути прийнятий рівним 1,1. Все сказане дозволяє уточнити значення приведених народногосподарських витрат на будівництво мережі.

Додаток 1 Приклад оформлення завдань на курсовий проект

Міністерство освіти та науки України

Вінницький державний технічний універсирет

Кафедра електричних станцій і систем

Завдання

на курсовий проект “Районна електрична мережа”

Група (індекс групи). Студент (прізвище, ініціали)

Керівник проекту (вчене звання, прізвище, ініціали)

“___”________ 19 р.

Спроектувати електричну мережу для електропостачання пунктів _______ від 2-х джерел А і В.

Географічне розташування пунктів: (вибирається з таблиця варіантів)

масштаб: в 1 см км.