Проектирование районной электрической сети (стр. 6 из 7)

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

№ узла начала ветви	№ узла конца ветви	Емкостная проводимость ветви, мкСм
5	4	62,8
6	4	88,9
5	1	59
5	3	52,8
2	3	59,5
1	2	556,2

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

ПС (№ узла ВН)	Активная проводимость ветви, мкСм	Индуктивная проводимость ветви, мкСм
А (1)	2,231	14,463
Б (2)	1,587	10,283
В (3)	0,93	4,298
Г (4)	3,512	7,438

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.

5.3Анализ 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

Режим	Потери в трансформаторах, МВт и МВАр		Потери в ЛЭП, МВт и МВАр		Суммарная потребляемая мощность, МВт
	Активные	Реактивные	Активные	Реактивные
Максимальный нормальный	1,076	17,147	1,816	6,198	174,4
Минимальный	0,057	0,921	0,094	0,322	38,8
Послеаварийный	1,25	19,823	6,827	23,240	174,1

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

Режим	Максимальный, нормальный		Максимальный, послеаварийный		Минимальный, нормальный
Узлы	Ui	№ РПН	Ui	№ РПН	Ui	№ РПН
11, 12	10,03	4	10,13	7	10,15	6
21, 22	10,41	9	10,49	14	10,39	10
31, 32	10,41	9	10,56	16	10,56	11
41, 42	10,20	8	10,26	11	10,17	9

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.

6.1Методы 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.