Электрической сети кв цель и задачи курсового проектирования

метки: Подстанция, Нагрузка, Мощность, Линия, Потеря, Электрический, Схема, Режим

Выбор вариантов схем электрической сети

220/110 кВ

4.1.1. Определение месторасположения источника питания и потребителей на

координатной плоскости. Разработка эскизов возможных вариантов

конфигурации электрической сети

Прежде всего, следует определить расположение источника питания и потребителей на координатной плоскости. Затем приступить к разработке эскизов возможных вариантов конфигурации электрической сети.

При выборе вариантов надо обращать внимание на экономичность решений, наибольшую целесообразность схем. Следует выбирать наиболее простые схемы, переходя к более сложным схемам только в том случае, если это вызвано техническими и экономическими требованиями. Все варианты должны в равной степени удовлетворять техническим требованиям. Однако допустимо сравнение технически удовлетворительных вариантов, отличающихся по таким техническим показателям, как надёжность электроснабжения и качество электроэнергии, если это приемлемо для потребителей.

Среди намеченных вариантов путём предварительного анализа и оценки отбираются лучшие, конкурентоспособные и производится их сравнение. Укажем некоторые рекомендации при выборе конфигурации. Намечаемые варианты не следует выбирать случайно, каждый вариант должен иметь ведущую идею построения сети (радиальная сеть, кольцевая и смешанная).

При разработке вариантов электроснабжения можно рекомендовать выполнение следующих этапов работы.

1. Выделить подстанции, потребители которых требуют 100% резерва по сети, и предварительно рассмотреть, какими путями может быть выполнено это требование.

2. Выделить подстанции, расположенные вблизи друг от друга и от центра питания, а также более удалённые подстанции. Такое разделение даст возможность наметить подстанции, которые целесообразно объединить общей сетью. Электроснабжение удалённых подстанций можно осуществить отдельными линиями.

3. Определить хотя бы приближённо потоки мощности по отдельным линиям.

Не следует допускать малозагруженных линий. Наличие их – признак того, что вариант выбран неудовлетворительно.

При одинаковом напряжении сети предварительный отбор вариантов можно производить на основе сравнения длин линий и трасс, протяжённостей двухцепных линий, числа выключателей на подстанциях, величин наибольших падений напряжений, надёжности электроснабжения потребителей и гибкости сети – возможности производства переключений без перерывов в электроснабжении, а также дальнейшего расширения сети. Длина линий и трасс определяется с учётом их непрямолинейности. Действительные длины принимаются на 10% больше длин, измеренных по прямой линии.

Электропитающие системы и электрические сети

... Определяем мощность выдаваемую станцией в систему: =9 Мвар, где 2. Обоснование схемы и напряжения электрической сети Длины: Рис.1 Зная взаимное расположение узлов сети и зная длины линий, примем ЛЭП, показанный на ... 4,5 90 280 7,0 6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2 категории устанавливают два трансформатора с уч ...

В результате анализа разработанных эскизов вариантов следует выбрать два наиболее перспективных варианта. Все остальные расчёты выполняются для тех двух вариантов, которые сочтены автором проекта как наиболее перспективные.

4.1.2. Выполнение предварительных расчётов

Определяются мощности нагрузок подстанций, длины линий электропередачи в соответствии с указанным масштабом, числом цепей линий электропередачи в соответствии с требованиями надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей.

Степень надёжности электроснабжения потребителей характеризуется коэффициентом K k ,% (исходные данные).

Если K k =0, то потребитель относится к 3-ей категории.

4.1.3. Выбор номинальных напряжений сети

Номинальные напряжения сети выбираются в зависимости от передаваемой мощности и дальности передачи. Для предварительного выбора номинального напряжения можно использовать специальные кривые, являющиеся границами раздела областей применения напряжений [6], а также эмпирические формулы [6], например, эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

1000

U эк  ,

500 l  2500 Р где l – длина линии, км; P – передаваемая активная мощность, МВт.

3.4.1.4. Выбор сечений проводов

Сечения проводов выбираются по методу экономической плотности тока.

Расчётное сечение F проводов проектируемой ВЛ

где Iр – расчётный ток, А; Jн – нормированная плотность тока, А/мм2.

Значение плотности тока, А/мм2, для ВЛ выбираются по числу часов использования максимума нагрузки.

Средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки:

где Pmax.i, Tmax.i – соответственно активная мощность и время использования наибольшей нагрузки каждого электроприёмника, мощность которого передаётся по данной линии.

Расчётная токовая нагрузка линий

, где Im – ток линии на пятый год её эксплуатации в нормальном эксплуатационном режиме, определяемый для распределительных линий по нагрузке линии, найденной расчётом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы, αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии (для ВЛ 110-220 кВ значение αi принимается равным 1.05); αT – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы kм.

где S – модуль полной мощности протекающей по участку сети, ; nц – количество цепей в ВЛЭП;

4.1.5. Проверка сечений проводов по техническим ограничениям

Проверка выбранных сечений выполняется так же, как в контрольной работе. 4.1.6. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи

В данном пункте проекта определяются сопротивления и проводимости схем замещения ВЛЭП. Определение проводится по общепринятой методике, как в контрольной работе. 4.1.7. Выбор трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях

На подстанциях целесообразно устанавливать два трансформатора, мощность которых выбирается так, чтобы при аварийном отключении одного из них, второй мог бы обеспечить питание потребителей I и II категорий, перегружаясь при этом не более, чем на 40%. Данное условие соответствует ГОСТ 14209-69, согласно которому допускается в аварийных случаях перегружать трансформаторы в течение не более 5 суток в 1,4 раза от номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки [1].

Делители мощности на микрополосковой линии

... делители мощности Бинарным делителем мощности (БДМ) называют 2|1+N|-полюсник, содержащий N-1 делителей, каждый из которых делит мощность пополам. Одиночные делители в общем случае соединены между собой одинаковыми отрезками линий ... резисторы В полосковых схемах резисторы используются в качестве СВЧ элементов, оконечных нагрузок и входят в состав низкочастотных цепей управления и питания. Применяются ...

4.1.8. Определение сопротивлений трансформаторов (автотрансформаторов) Сопротивления трансформаторов определяем по формуле

4.1.9. Подготовка расчётной схемы и выполнение электрического расчёта

режима максимальных нагрузок. Определение суммарных потерь активной

мощности, необходимого количества, типа и мощности компенсирующих

устройств

Составляется полная схема замещения сети для каждого варианта (см. примеры на рис. 3.1, рис 3.2).

В данной схеме линии электропередачи замещаются П-образными, а трансформаторы – Г-образными схемами замещения. Проводимости элементов сети учитываются в виде потоков мощностей: для ЛЭП – зарядной ёмкостной мощностью; для трансформаторов – мощностью активных и реактивных потерь в магнитопроводе.

QC 32 QC 32

j j S Xтр 2 Z

2 Z12 2 тр 2 S2

С

С

Z трCH k

S Xтр1 тр1

Q

QC 33  j C 33

Z 01 Z B j Z13 2 S Xтр 3 U РЭС трBH 2 Z тр 3 S3

QC 01

QC 01 j

j 2 QC 34

2 k Н тр1 j QC 34

S1 2 j

2 S Xтр 4 Z kтр 4

Z14 тр 4 S4

Н

Z трHH

Рис. 3.1. Пример схемы замещения радиальной электрической сети

Потери мощности определяются в трансформаторах и в линиях электропередачи для режима максимальных нагрузок.

Баланс реактивной мощности определяет мощность компенсирующих устройств, необходимую для обеспечения нормированного значения коэффициента мощности на шинах РЭС. Располагаемая реактивная мощность РЭС определяется по величине максимальной активной мощности, потребляемой с шин РЭС и по заданному коэффициенту мощности РЭС.

Z трHH kт1

S1

S Xтр

Z 01 Z трBH Z трCH kт1 U РЭС

QC 01 QC 01 j j

2 2

QC 32 QC 32 QC 34 QC 34

j j j j

2 2 2 2

Z12 Z 34

Z 34

Z 23 QC 34 QC 34

S тр 2 S тр 3  j j

QC 23 Q 2 2

j  j C 23 S тр 4

2 2 Z тр 4

Z тр 2 Z тр3

kтр 2 kтр 3 kтр 4

S3 S4

S2

Рис. 3.2. Пример схемы замещения кольцевой электрической сети Потребляемая сетью реактивная мощность складывается из реактивных мощностей нагрузок, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах за вычетом зарядной мощности линий. Разница между располагаемой реактивной мощностью и требуемой определяет необходимую мощность компенсирующего устройства. Для проведения расчёта нормального режима необходимо произвести математическое моделирование схемы энергосистемы, например, в программном комплексе «MUSTANG». Перед началом работы в необходимо создать новую схему, выбрав вкладку «УР→Новая схема». Получив уведомление о том, что директива «Новая схема» выполнена, необходимо создать новое окно исходных данных, выбрав вкладку «УР→Исходные данные. Результаты». Для узлов должны быть заданы: название, номер, код, активная и реактивная мощности нагрузок (и/или генерации), заданное (стартовое) и номинальное напряжения, проводимости (для индуктивных и ёмкостных элементов, подключённых в узле), пределы по реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности

... известно, что реактивная мощность может иметь индуктивный или ёмкостной характер. Условимся считать реактивную индуктивную мощность нагрузочной или потребляемой, а реактивную ёмкостную мощность генерируемой. Прохождение в электрических сетях реактивных токов обусловливает добавочные потери активной мощности в ...

Для ветвей должны быть заданы: названия узлов начала и конца ветви, номера узлов начала и конца ветви, номер параллельности, название ветви, сопротивления ветви (активные и реактивные), проводимости ветви и коэффициент трансформации для трансформаторов и автотрансформаторов.

После ввода всех исходных данных необходимо запустить режим на расчёт, выбрав в главном меню вкладку «УР → Расчёт».

После проведения расчёта нормального режима производят анализ полученных результатов. Более подробное описание работы с программным комплексом «MUSTANG» дано в приложении 4. 4.2. Составление полных схем электрических соединений, выполнение предварительного технико-экономического расчёта каждого варианта, выбор наиболее экономичного варианта на основе анализа технико-экономических

показателей

Полные схемы электрических соединений включают схему выдачи мощности РЭС, схемы соединения линий, схемы присоединения понижающих подстанций к сети, схемы устройств низкого напряжения. Выбор схемы выдачи мощности РЭС и схем присоединения подстанций к сети следует выполнять с учётом принятой конфигурации того или иного варианта. Примеры полных схем электрических соединений электрической сети приведены на рис. 3.3 и 3.4. Рис. 3.3. Пример полной схемы электрических соединений радиальной

электрической сети Условия составления полных схем электрических соединений: 1. Надёжность питания присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах. 2. Надёжность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах. 3. Простота, наглядность, экономичность, возможность восстановления питания в послеаварийных ситуациях посредством автоматики. Рис. 3.3. Пример полной схемы электрических соединений кольцевой

электрической сети

Экономические показатели вариантов определяются для сопоставления вариантов электрической сети. К экономическим показателям относятся капитальные затраты и издержки эксплуатации в расчёте на год.

При экономическом сравнении вариантов вводятся следующие допущения.

Варианты признаются равноценными по надёжности, если при отключении одной цепи двухцепной ЛЭП или одной линии в замкнутой сети, питание потребителей сохраняется по другой линии или цепи;

• Капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), а эксплуатационные расходы – постоянными по времени.

В этом случае критерием экономической целесообразности является минимум приведённых затрат, определяемых по формуле:

• З  EН K  И , где Eн≈0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
• K   K Л   K ПС  – капиталовложения в сеть, включающие в себя стоимость сооружения ЛЭП и подстанций;
• И – ежегодные издержки эксплуатации.

Капиталовложения по каждому варианту сети определяются по усреднённым показателям стоимости и складываются из стоимости ЛЭП, стоимости трансформаторов и стоимости распределительных устройств. Капиталовложения, входящие в формулу приведённых затрат, не должны учитывать стоимость элементов, повторяющихся во всех вариантах сети.

Ценообразование на электроэнергию

... электроэнергии и мощности осуществляются по тарифам (нормативам), утвержденным в соответствии с Законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", Основами ценообразования, ... Федерации, включающего электроэнергетику, угольную, нефте- ... тарифов и стоимости услуг естественных ... В этом реферате я рассмотрю порядок образования тарифов на электрическую ...

Капиталовложения на строительство ВЛЭП

K Л    K 0 Л  li  , i

где K 0 Л – укрупнённый показатель стоимости сооружения 1 км линии,

i

учитывающий затраты на оборудование и строительно-монтажные работы.

Укрупнённый показатель стоимости сооружения соответствуют нормальным условиям строительства на территории Европейской части России. Нормальные условия – сооружение ВЛ вне населённых пунктов, в равнинной местности, при расчётном напоре ветра до 600 Па.

K 0 Л i  K 0 Л ( н ) i  k зон  k усл , где K 0 Л ( н ) – базисный показатель стоимости сооружения 1 км линии; kзон

i

• зональный повышающий коэффициент к базисной стоимости электросетевых объектов; kусл – коэффициент усложнения условий строительства ВЛ.

Капиталовложения на строительство подстанций складываются из стоимости трансформаторов, ячеек открытых распределительных устройств (ОРУ), конденсаторных батарей.

Ежегодные эксплуатационные издержки складываются из издержек на амортизацию, обслуживание и издержек на возмещение потерь электрической энергии в электрической сети. Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание определяются на основе норм ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание, устанавливаемых в процентах от ранее определённых капитальных затрат. Издержки на возмещение потерь электрической энергии определяются на основе замыкающих оценок стоимости потерь электроэнергии. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, имеющий наименьшие приведённые затраты. Издержки эксплуатации линий

 K

И ЛЭП  ЛЭП ЛЭП

100%

• Издержки эксплуатации подстанций

j K

И ПСi  .

100% Примем αПС=9,8 % – среднее значение между αПС=10,3 % для 110 кВ и αПС=9,3 % для 220 кВ. Годовые потери активной электроэнергии – W во всех элементах сети определяются как сумма «постоянных» – W 1 и «переменных» – W 2 годовых потерь в каждом из её элементов:

W  W 1  W 2 . Постоянные потери не зависят от величины нагрузки. В данном случае это потери в магнититопроводах трансформаторов, которые определяются как потери холостого хода в течение года:

 W 1   P ххi  8760. Переменные потери это потери в продольных ветвях схемы сети, по которым передаётся мощность нагрузок. Потери электроэнергии в них определяются по времени наибольших потерь  :

W 2   P тр.i  P л.i . Здесь  – время максимальных потерь. В формуле расчёта W 2 следует подставлять суммарные значения потерь активной мощности из максимального режима для всех трёх трансформаторов и в четырёх ЛЭП. Величина  определяется по эмпирической зависимости от времени использования наибольшей нагрузки Т макс. (см. табл. 2.1.-2.3)

   0 ,1 2 4  0 , 0 0 0 1 Т м а к с .  2  8760.

Если по линии передаётся мощность нескольких электроприемников, то для расчёта годового потребления электроэнергии рассчитывается средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки, Т макс.ср.взв. :

 Pi Т макс.i

Т макс.ср.взв.  ,

 Pi где P i ; T максi – соответственно активная мощность и время использования наибольшей нагрузки каждого электроприёмника, мощность которого передаётся по данной линии. По времени Т макс.ср.взв. рассчитывается средневзвешенное время максимальных потерь  макс.ср.взв. Суммарные годовые потери электроэнергии W   W 1   W 2 . В процентах W % от годового потребления электроэнергии W находятся по формуле

Возникновение и развитие объединенных энергосистем

... Юга). 3. Возникновение и развитие энергосистем в СССР Процесс объединения электростанций на параллельную работу и образования первых энергетических систем начался в ... напряжение 1150 кВ. Были введены крупнейшие энергоблоки 500-800-1200 МВт на тепловых электростанциях и ... 1000-1500 МВт на АЭС. Завершено сооружение крупнейших ГЭС Сибири, и том числе Саяно-Шушенской мощностью ...

100W

W %  ,



 Pi Т макс.i где  Pi Т макс.i – количество электрической энергии, потреблённой за год.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии, где Т – тариф на электроэнергию, тыс. руб./МВт·ч:

Суммарные издержки

Варианты, имеющие приведённые затраты, различающиеся менее, чем на 5%, считаются равноэкономичными, и выбор варианта из них должен осуществляться на основе инженерных оценок: перспективность схемы, удобство эксплуатации и др.

4.3. Точный электрический расчёт режимов выбранного варианта

Точный электрический расчёт режима сети необходим для проверки качества электроэнергии по отклонениям напряжения на шинах нагрузки и определения коэффициентов трансформации трансформаторов понижающих подстанций в трёх наиболее важных режимах: максимальных нагрузок, наименьших нагрузок, наиболее тяжёлом послеаварийном.

Выбор ответвлений производится для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах нагрузки и на шинах среднего напряжения. Методика выбора ответвлений и коэффициентов трансформации изложена в методических указаниях к выполнению контрольного задания № 2.

В спроектированной сети должно обеспечиваться встречное регу-

лирование напряжения: в максимальном режиме напряжение на шинах низкого напряжения подстанций должно быть на 5–10% выше номинального, в минимальном – на 0–5%, а в послеаварийном режиме, по возможности, выше на 5–10%, но не ниже номинального. Главным средством для этого служат трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. В проекте требуется выбрать рабочие ответвления всех трансформаторов в трёх расчётных режимах В результате расчёта должны быть определены напряжения на шинах низкого напряжения для этих режимов.

Точный электрический расчёт режимов выбранного варианта выполняется на основе схемы, подготовленной в п.1.9 для трёх режимов: 1) электрический расчёт режима максимальных нагрузок; 2) электрический расчёт послеаварийного режима (вид послеаварийного режима задаётся преподавателем); электрический расчёт режима минимальных нагрузок с учётом мероприятий по экономии потерь электроэнергии.

По результатам расчётов необходимо сделать выводы.

4.4. Заключение к курсовому проекту В заключении к курсовому проекту необходимо привести общие выводы о спроектированной электрической сети.

Приложение 1

Пример оформления титульного листа курсового проекта

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образо вания

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Энергетический институт Направление 140400 – Электроэнергетика и электротехника Кафедра электрических сетей и электротехники

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 220/110 КВ»

Разработал

студент группы_____________

___________________________

(И.О. Фамилия)

Компенсация реактивной мощности в сетях 6/10 кВ

... по напряжению зависят от потребляемой промышленными электроприемниками реактивной мощности. Поэтому вопросы качества электроэнергии невидимо рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. Проблема электромагнитной совместимости электроприемников с питающей сетью, которую в последнее ...

___________________________

(подпись, дата)

преподаватель_____________________

(ибо. фамилия)

___________________________

(подпись, дата)

2014

Приложение 2

Бланк задания на курсовое проектирование

1. Расположение потребителей и источника питания на координатной плоскости, масштаб …км/1 см

2. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания

Наименование РЭС Потребители

1 2 3 4 Активная мощность в режиме максимальных нагрузок, МВт Активная мощность в режиме минимальных нагрузок, МВт Коэффициент мощности ТМ, час КК , % UРЭС MAX UРЭС MIN

Дата выдачи задания___________________________________________

Дата сдачи готового проекта_____________________________________

Руководитель проекта__________________________________________________

Задание к выполнению принял ___________________________________ Студент группы_____________________________________________________(Подпись)

Приложение 3 Расчёт и анализ установившихся режимов энергосистемы в программном

комплексе «MUSTANG»

1. Теоретические сведения. Термины и определения

Энергосистема – это технический объект, включающий электростанции, приёмники электрической энергии и электрические сети, которые соединены между собой и связаны общностью режима.

Связь – последовательность элементов, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя, кроме линий электропередачи, трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.

Сечение – совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Расчётная модель (проект) энергосистемы – это совокупность основного и вспомогательного оборудования, режимов, графических и режимных схем, моделей автоматик, параметров расчёта. В реальной энергосистеме таких расчётных моделей может быть несколько.

Режимная схема – это совокупность таблиц для расчёта режимов, содержащая параметры узлов, ветвей, шунтов, нагрузок и генерирующих устройств.

Режим работы системы – совокупность процессов, характеризующих работу энергосистемы (ЭС) и её состояние в любой момент времени, которое определяется значениями мощностей, напряжений, токов, частоты и других физических величин, называемых параметрами режима.

Различают несколько видов режимов работы электрических систем.

1. Установившийся (нормальный) режим – состояние системы, когда параметры режима изменяются в небольших пределах, позволяющих считать эти параметры неизменными.

2. Нормальные переходные режимы возникают при нормальной эксплуатации системы (плановые включения или отключения каких – либо элементов системы, изменение нагрузки, несинхронное включение синхронных машин).

3. Аварийные переходные режимы возникают в ЭС при таких возмущениях (авариях), как: короткие замыкания, внезапные отключения элементов ЭС, повторные включения и отключения этих элементов.

4. Послеаварийные установившиеся режимы наступают после отключения повреждённых элементов ЭС. При этом параметры послеаварийного режима могут быть близкими к параметрам нормального (исходного) режима, так и значительно отличаться от них.

Управление режимами объединенной энергосистемы в рыночных условиях

... диспетчерским управлением режимами объединенной энергосистемы РФ осуществляется открытым акционерным общество <#"706170.files/image002.gif"> Рисунок 3 - Архитектура системы ... ними собственности электроэнергетической отрасли бывшего государства развитие ЕЭС и ее системы стало в ... недовыполнение заданий по вводу генерирующих мощностей; низкий объем строительства современных электростанций; ...

Нормальная схема энергосистемы  это схема энергосистемы, когда в ней все сетевые элементы, определяющие устойчивость находятся в работе.

Ремонтная схема энергосистемы  это схема, отличающаяся от нормальной тем, что из-за отключённого состояния одного или нескольких элементов электрической сети (при эксплуатации также из-за отключённого состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток мощности в каком-либо сечении.

При эксплуатации и проектировании, исходя из требований к устойчивости энергосистем, перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:

•  нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);
•  вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым);
• вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной манёвренности;

—  утяжелённые (утяжелённым считается переток, характеризующийся неблагоприятным наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10%).

2. Общие сведения о программным комплексе «Мустанг» Программный комплекс (ПК) «Мустанг» выполнен по модульному принципу. Имеется несколько основных программ-приложений, которые в многозадачной среде Windows можно выполнять одновременно. Общие функции вынесены в динамические библиотеки. Разработана система взаимодействия приложений входящих в комплекс, благодаря чему в ПК «Мустанг» сочетаются преимущества многозадачных операционных систем и единство комплекса, позволяющие технологу использовать ПК наиболее удобным для себя образом.

В ПК «Мустанг» присутствуют следующие модули.

1. Расчёт УР электрических сетей произвольного размера и сложности, любого напряжения (от 0,4 до 1150 кВ).

Полный расчёт всех электрических параметров режима (токи, напряжения, потоки и потери активной и реактивной мощности во всех узлах и ветвях электрической сети).

2. Оптимизация электрических сетей по уровням напряжения, потерям мощности и распределению реактивной мощности.

3. Расчёт положений регуляторов трансформатора под нагрузкой и положений вольтодобавочных трансформаторов.

4. Расчёт предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы, определение опасных сечений.

5. Структурный анализ потерь мощности – по их характеру, типам оборудования, районам и уровням напряжения.

6. Проведение серийных (многовариантных расчётов) по списку возможных аварийных ситуаций.

7. Моделирование линейных и шинных реакторов, с возможностью их отключения.

Для подготовки, коррекции и отображения расчётной схемы используется табличный процессор, где вся информация структурирована по типу (Узлы, Ветви, Генераторы).

Элемент для иерархического (древовидного) представления схемы реализован в виде дерева логических связей между объектами расчётной схемы, позволяет осуществлять быстрый поиск переход между элементами (узлами, ветвями, сечениями).

Расчет и анализ статической и динамической устойчивости электроэнергетической ...

... В пятом пункте определяем критическое напряжение и запас устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ ... удельные активная (потери на корону) и емкостная (зарядная мощность) проводимости линии, См/км; L - длина линии, км. Линия Л1 ... Исходная активная нагрузка: генераторы станции Ст: генераторы Г: Расчёт будем производить в программе Mustang, поэтому перевод ...

В комплексе «Мустанг» расчёты установившегося электрического режима выполняются методом Ньютона-Рафсона с улучшением сходимости тяжёлых режимов по методу Матвеева. Система линейных алгебраических уравнений решается методом Гаусса с предварительной оптимизацией порядка исключения неизвестных, что позволяет, в частности, выполнять расчёты особо тяжёлых режимов. УР позволяет проводить оперативные расчёты УР сложно-замкнутых электрических схем любой размерности и любых классов напряжений от долей вольт, до тысяч киловольт. 3. Подготовка расчётной схемы для ввода параметров в программном

комплексе «MUSTANG» Расчёты нормального режима рассмотрим на примере учебной схемы энергосистемы (рис. П1), которая имеет сравнительно небольшой размер, является обозримой, что облегчит анализ результатов.

Рис. П1. Учебная схема энергосистемы Расчётная схема учебной энергосистемы представлена на рис. П2.

Рис. П2. Расчётная схема энергосистемы

4. Расчёт нормального режима в программном комплексе «MUSTANG»

Для проведения расчёта нормального режима необходимо произвести математическое моделирование учебной схемы энергосистемы (рис. 2) в программном комплексе (ПК) «MUSTANG».

Перед началом работы в ПК необходимо создать новую схему, выбрав вкладку «УР→Новая схема» (рис. П3).

Рис. П3. Создание новой схемы Получив уведомление о том, что директива «Новая схема» выполнена, необходимо создать новое окно исходных данных, выбрав вкладку «УР→Исходные данные. Результаты» (рис. П4).

Рис. П4. Создание нового окна исходных данных Для узлов должны быть заданы: название, номер, код, активная и реактивная мощности нагрузок (и/или генерации), заданное (стартовое) и номинальное напряжения, проводимости (для индуктивных и ёмкостных элементов, подключенных в узле), пределы по реактивной мощности (рис. П5).

Рис. П5. Окно «Исходные данные по узлам в ПК «MUSTANG»

На рис. П5 по столбцам слева направо:

1) название узла. Вводится произвольно, но не более 12 символов;

2) номер узла (N) – любое целое число от -1000000000 до 1000000000, кроме нуля;

3) код – признак фиксации напряжения, угла напряжения, активной и реактивной генерируемой мощности в узле. Задаётся целым числом, в котором каждая цифра числа означает фиксацию (1) или освобождение (0) соответствующего параметра. Порядок следования фиксируемых параметров в коде: U, dU, PГ, QГ – модуль напряжения, угол напряжения, активная и реактивная мощности генерации в узле соответственно;

4) стартовое напряжение (Uстарт) – модуль исходного напряжения в узле, кВ;

5) активная и реактивная мощности нагрузки узла (Pн0, Qн0) задаются в МВт и МВар соответственно;

6) нормальное напряжение (Uнорм) – модуль нормального напряжения в узле, кВ. Применяется при расчёте в случае использования статической характеристики нагрузки (СХН);

7) номинальное напряжение (Uном) – модуль нормального напряжения в узле, кВ. Применяется при расчёте утяжеления режима;

8) активная и реактивная генерируемые мощности узлов (Pг, Qг) задаются в МВт и МВар соответственно. Если реактивная мощность не зафиксирована (код «1010»), то ею можно не задавать. Она будет рассчитана с помощью ПК;

9) активная и реактивная составляющие проводимости шунта в узле (YША и YШР), мкСм. Индуктивная проводимость задаётся со знаком «+», а ёмкостная – со знаком «-»;

10) ограничения по реактивной мощности, генерируемой в узле (Qmin, Qmax) задаются в МВар для балансирующего узла.

Для балансирующего узла код выглядит следующим образом – «1100», т.е. задаются модуль и угол напряжения, а величины PГ и QГ рассчитываются с помощью ПК.

Генерирующий узел задаётся кодом «1010», т.е. зафиксированы модуль напряжения и PГ, а рассчитываются угол напряжения и QГ.

Для нагрузочного узла кодом являются «0» или «11» – признак фиксации Pн и Qн в данном узле. Значения «0» и «11» эквивалентны, код может принимать и другие, требуемые для конкретного расчёта значения, но необходимо отметить, что количество «единиц» в нем не должно превышать двух.

Для ветвей должны быть заданы: названия узлов начала и конца ветви, номера узлов начала и конца ветви, номер параллельности, название ветви, сопротивления ветви (активные и реактивные), проводимости ветви и коэффициент трансформации для трансформаторов и автотрансформаторов (рис. П6).

Рис. П6. Окно «Исходные данные по ветвям в ПК «MUSTANG»

На рис. П6 слева направо:

1) названия узлов, ограничивающих заданную ветвь – произвольные, но не более 12 символов. Названия узлов не редактируются, так как они автоматически переносятся из таблицы узлов (рис. П1);

2) номера узлов, ограничивающие заданную ветвь (Ni, Nj).

Это целые числа от -1000000000 до 1000000000, кроме нуля. Если ветвь содержит трансформатор, то его параметры должны быть приведены к напряжению стороны высокого напряжения;

3) номер параллельности (NП) – любое целое число меньше, чем 32000;

4) название ветви – диспетчерское название ветви (не более 12 символов);

5) сопротивления ветви (R, X) – активное и реактивное сопротивления, Ом («Х = 0» ПК не воспринимает);

6) проводимости ветви (G, B) – активная и реактивная проводимости, мкСм. Проводимость индуктивного характера вводится со знаком «+», ёмкостного – со знаком «-»;

7) коэффициент трансформации задаётся отношением UВН/UНН трансформатора.

После ввода всех исходных данных необходимо запустить режим на расчёт, выбрав в главном меню вкладку «УР → Расчёт» (рис. П7).

Рис. П7. Окно «Расчёт режима»

5. Анализ результатов расчёта установившегося режима После проведения расчёта нормального режима производят анализ полученных результатов. На рис. П7 и рис. П8 представлены результаты расчёта.

Рис. П7. Окно «Результаты расчёта установившегося режима по узлам»

Рис. П8. Окно «Результаты расчёта установившегося режима по ветвям»

Из рис. 7 видно, что напряжение в узлах 8, 14, 15, 16 следует увеличить путём изменения коэффициента трансформации трансформатора. Начальные и новые значения коэффициентов трансформации приведены в табл. П1, а результаты расчёта установившегося режима после изменения коэффициента трансформации представлены на рис. П9.

Таблица П1

Коэффициенты трансформации № узла Начальное значение Новое значение № ответвления

8 1,9 1,673 -6

14 20,909 19,97 -3

15 20,909 19,34 -5

16 20,909 20,6 -1

Рис. П9. Окно «Результаты расчёта установившегося режима по узлам

после регулирования напряжения»

Результаты расчёта установившегося режима по узлам после регулирования напряжения (рис. П9) показывают, что напряжения введены в допустимую область.