Техническое задание. 1 Подготовка исходных данных
 Скачать 0.85 Mb.
|
|
2 Расчет и анализ исходных режимов Расчет режима выполняется в программе RastrWin. Целью расчета исходного режима является выявление оптимального количества включенных реакторов на линиях электропередач. При этом напряжения должны находится в допустимых пределах согласно таблице 4. По результатам расчетов всех четырех исходных режимов сформируем следующие данные, приведенные в таблице 7. Таблица 7 – Результаты расчета исходных режимов
При расчете исходных режимов в результате получаем оптимальное количество и места расположения реакторов по условию наименьших потерь активной мощности в сети и нахождении уровня напряжения в допустимых пределах. 3 Оптимизация нормальных режимов электропередачи Для найденных оптимальных режимов рассчитаем снижение потерь активной мощности по сравнению с исходным режимом: δР = ΔРисх – ΔРопт. (5) С целью уменьшения потерь электроэнергии и как следствие уменьшение себестоимости на ее передачу можно использовать РПН трансформаторов для повышения напряжения. Что в свою очередь более плавно изменяет напряжение передачи в отличии от реакторов. Перед началом расчетов оптимальных режимов следует для трансформаторных ветвей с РПН указать соответствие регуляторов внесенным в базу данных анцапф согласно таблице 6. Для этого в таблице Ветви в колонке «БД_анц» необходимо указать соответствующие номера. Для рассматриваемого примера эти данные приведены в таблице 8.[1] Таблица 8 – Номера регуляторов
Расчет оптимального режима выполняется ПК RastrWin после выбора меню Расчеты – ОптимизацияQ/V или нажатия соответствующей «иконки» на панели. В результате оптимизации режима ПК выдает оптимальные значения коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН (в колонке «Kт/r» таблицы Ветви) и соответствующие им анцапфы (в колонке «N_анц»), а также оптимальные уровни напряжения в узлах с ИРМ (колонки «V» или «V_зд» в таблице Узлы). Если при анализе результатов оптимизации обнаружено нарушение ограничений по напряжение хотя бы в одном узле выходит за пределы 𝑉𝑖min ≤ 𝑉𝑖 ≤ 𝑉𝑖max, то данный режим не является оптимальным. Для введения режима в допустимую область существует два способа: Ужесточение штрафа за выход напряжения за допустимые пределы путем увеличения штрафного коэффициента Kш вплоть до нескольких тысяч (меню Расчеты – Параметры – Оптимизация). Изменение заданных пределов 𝑉𝑖min, 𝑉𝑖max, 𝑄min,𝑄max в сторону их ужесточения.[1] Считая, что энергосистема в состоянии поддерживать на шинах приемной подстанции любое напряжение в допустимых пределах, следует путем проведения вариантных расчетов для каждого из четырех нормальных режимов определить такое значение напряжения в базисном узле, которое обеспечивает минимум потерь активной мощности. Для этого следует изменять значение «V» в этом узле в таблице Узлы, выполнять расчет оптимизации режима и добиться максимального по модулю значения «Р_г» для этого узла при выполнении всех ограничений. Результаты выполненных расчетов следует представить в виде таблиц 9 и 10 (приведены для рассматриваемого примера). Таблица 9 – Оптимальные уровни напряжений и потерь мощности
Как видно из таблицы 9 путем оптимизации режима с помощью РПН трансформаторов можно добиться снижения уровня потерь активной энергии в сети от 1,69 до 3,1 МВт∙ч, в зависимости от времени года и загрузки сети. По методу оперативных расчетов определим снижение потерь электроэнергии за год:  Таблица 10 – Оптимальные коэффициенты трансформации
Из таблице 10 видно какой коэффициент трансформации является оптимальным для подержания уровня напряжения при оптимизации режимов. 4 Расчеты послеаварийных (вынужденных) режимов В качестве послеаварийного рассматривается наиболее тяжелый режим передачи, возникающий при отключении одной цепи на том участке передачи, по которому передается наибольшая мощность. Если оба участка электропередачи выполнены одноцепными, в качестве послеаварийного рассматривается режим отключения одного автотрансформатора на промежуточной подстанции. При этом изменяются перетоки реактивных мощностей, возрастают токи в фазах оставшихся в работе участков передачи, снижаются напряжения в узловых точках передачи, уменьшается ее пропускная способность. Задачей расчета в данном случае является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу передачи. Перед проведением расчетов сопротивления и проводимости аварийных ветвей должны быть соответствующим образом изменены в таблице Ветви. Результаты расчета послеаварийного режима представлены в виде таблицы 1 В результате отключения одной цепи на первом участке сети сопротивления и проводимости в узле увеличатся в 2 раза. Таблица 11 – Послеаварийный режим
При отключении одной линии напряжение на некоторых участках понизилась ниже минимальной. Для поддержания напряжения необходимо отключить реакторы на промежуточной подстанции и приёмной системе, и отпайки РПН трансформатора нужно регулировать, т.е коэффициент трансформации. 5 Синхронизационные режимы передачи Под синхронизационным режимом понимается режим одностороннего включения передачи, когда линия головного участка отключена с какой-либо одной стороны – или со стороны ГЭС (рисунок 3), или со стороны промежуточной подстанции (рисунок 4). С другой стороны эта линия включена под напряжение. Если головной участок имеет две цепи, то под напряжением находится только одна цепь, вторая отключена с двух сторон.  Рисунок 3 – Отключение линии со стороны ГЭС  Рисунок 4 – Отключение линии со стороны промежуточной подстанции В курсовом проекте рассматриваются два случая точной синхронизации генераторов передающей станции с приемной системой: Синхронизация на шинах передающей станции. Синхронизация на шинах промежуточной подстанции. Целью расчетов является выявление недопустимых режимов, разработка мероприятий по введению режимных параметров в допустимые пределы, нормализация уровней напряжения на отключенном конце линии и недопущению перегрузки генераторов по реактивной мощности стекающей с лини. Задачи расчета двух упомянутых выше синхронизационных режимов заключаются в следующем: Определение напряжений на открытом и питающем конце линии головного участка в соответствии с условиями синхронизации. В случае, если величины этих напряжений выходят за допустимые значения, разработка мероприятий по их нормализации, Определение величины реактивной мощности, стекающей с линии, и, в случае необходимости, разработка способов ее компенсации. 5.1 Синхронизация на шинах передающей станции В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС (рисунок 3). Характерная особенность этого режима состоит в том, что зарядная мощность линии, по которой осуществляется синхронизация, стекает в сторону подстанции. Для выполнения поставленных задач, необходимо ввести дополнительный узел №100 в таблицу узлы, и дополнительную ветвь в таблицу ветви программы RastrWin с минимальным (0,001 Ом) сопротивлением. Данный узел будет имитировать выключатель на линии. При синхронизации на шинах передающей станции ВН трансформатора ГЭС подключается к выключателю а затем к линии. Также генераторный узел переводим в базу. Результаты расчета для синхронизации на шинах передающей станции представлены в виде таблиц Узлы и Ветви программного комплекса RastrWin на рисунке 5 и 6.  Рисунок 5 – Узлы при синхронизации на шинах передающей станции  Рисунок 6 – Ветви при синхронизации на шинах передающей станции Как видно из результатов расчета для подержания заданного уровня напряжения в узлах сети необходимо включить реакторы: 2 группы со стороны ГЭС, и по 1 группы на промежуточной подстанции и системе. Для корректировки уровня напряжения используются РПН трансформаторов на системе, его необходимо перевести в положение 17. Для уравнивания напряжения на ВН ГЭС и приемном конце линии напряжение на выводах генератора необходимо держать 19,45 кВ. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||