Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы. Электрическая сеть напряжением 330/110 кВ, страница 7

б) малых сопротивлений источников.

Численное значение сопротивления реактора уже было рассчитано и составляет: X_р = 1531 Ом.

В рабочем файле для реакторов (малых сопротивлений) указываются номер многополюсника, узел (узлы), к которому подключён полюс (полюса), номера записей в справочном файле указывающих параметры и схему замещения.

2.4. Моделирование источников и нагрузок.

В программе МАСКАРАД моделирование нагрузок и источников осуществляется в основном при задании информации об узлах рассматриваемой схемы замещения сети (рис. 2.).

Узел № 1, к которому подключены генераторы ГЭС,  считаю узлом типа PV для которого задаются  активная мощность и модуль напряжения. Узел № 5, к которому подключена приёмная система, считаю базисным по напряжению и балансирующим по мощности, то есть типа PV. Остальные узлы схемы замещения сети считаются нагрузочными, то есть типа PQ. При этом для узлов № 9, 11 и 13 задаётся первая статическая характеристика и два коэффициента, соответствующих активной и реактивной нагрузке. Для остальных узлов задаётся нулевая статическая характеристика.

3. ПОДГОТОВКА СПРАВОЧНОГО И РАБОЧЕГО ФАЙЛОВ.

Записи справочного фала (приложение 1.) описывают:

-  схемы соединения двухполюсных ветвей в цепи включая:

-  одиночную поперечную ветвь для моделирования сопротивлений реакторов на землю;

-  одиночную продольную ветвь для моделирования бесконечно малых сопротивлений ГЭС и приёмной системы;

-  П-образную схему замещения линий электропередачи;

-  Г-образную схему замещения трансформаторов;

-  Y-образную схему замещения автотрансформаторов;

-  параметры цепей записанных в шаблонах:

-  (Z-) – комплексное сопротивление без трансформации (два параметра: активное и реактивное сопротивления на каждую ветвь);

-  (Zk) – комплексное сопротивление с коэффициентом трансформации (три параметра: активное и реактивное сопротивления с коэффициентом трансформации на каждую ветвь);

-  (X-) – реактивное сопротивление.

Рабочий файл (приложение 2.) включает следующие типы записей:

-  ссылка на справочный файл, из которого программа выбирает справочные данные о сети;

-  описание узлов сети соответствующими шаблонами;

-  описание многополюсников моделирующих воздушные линии электропередачи, трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы;

-  заказ на решение нелинейных узловых уравнений напряжений в форме баланса мощностей с указанием Z-метода;

-  задание на формирование файла отчёта включающего:

-  напряжения в узлах сети;

-  мощности, подтекающие к полюсам многополюсников.

4. РАСЧЁТ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ.

В процессе курсового проектирования выполнены следующие расчеты характерных режимов:

-  режим наибольших нагрузок;

-  режим наименьших нагрузок;

-  послеаварийный режим.

Первоначально рассчитывались режимы сети при номинальных напряжениях источников, номинальных коэффициентах трансформации на АТП и ТП, без реакторов и синхронных компенсаторов. По результатам расчётов принимались меры по улучшению режимов сети.

4.1. Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок.

Данный режим определён по графикам электрических нагрузок (таблица 1.1. и 1.2.), из которых следует, что наибольшая нагрузка будет с 16 до 20 часов зимой и составляет 452 МВт. При этом расчётные нагрузки в узлах сети составляют: P₁ = 400 МВт, P₂ = 36 МВт, P₃ = 16 МВт, P_ГЭС = 325 МВт.

После выполнения первоначального расчёта получены данные, которые приведены в приложении 3. В дальнейшем, на мой взгляд, нет необходимости представлять полный перечень результатов предварительного расчёта. Достаточно приводить лишь характерные цифры.

Произведённый расчёт показал, что напряжения во всей сети находятся в пределах нормы, но избыток реактивной мощности  в сети потребляется системой (Q_С = 121 Мвар) и ГЭС (Q_ГЭС=134 Мвар). Для предотвращения этого считаю целесообразным подключить по два реактора на шинах ГЭС и системы. Также для уменьшения потерь в сети на нагрев проводов увеличиваю напряжения на шинах ГЭС (U_ГЭС = 340 кВ) и системы (U_С = 338 кВ). С этой же целью принимаю коэффициент трансформации автотрансформаторов К_АТ = 2.657 (+ 4 ´ 2%) и для приближения к номинальному напряжению на низкой стороне трансформатора К_Т = 11.251 (- 4 ´ 1.77%). С учётом указанных изменений выполнен повторный расчет, результаты которого представлены в приложении 4.