Реактивное сопротивление трансформатора, Ом:

.

(2.12)

Полная проводимость, См:

,

(2.13)

где I_xx – ток холостого хода трансформатора, % номинального тока.

Активная проводимость, См:

,

(2.14)

где P_xx – потери холостого хода (потери в стали) трех фаз трансформатора, кВт.

Реактивная проводимость, См:

.

(2.15)

Коэффициент трансформации:

,

(2.16)

где U_нн – напряжение на низкой стороне трансформатора, кВт; U_вн – напряжение на высокой стороне трансформатора, кВт.

Пример расчета параметров двухобмоточного трансформатора:

Для примера возьмем двухоботочный трансформатор ТДЦ -400000/500.

Из справочника [8] находим: МВА; кВ; кВ; %; кВт; кВт; %.

Все расчетные величины будем приводить к стороне ВН. По формулам (2.10 – 2.16) определяем:

Ом;

Ом;

Ом;

См;

См;

См;

.

1. Автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы

Для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов используется схема замещения в виде трехлучевой звезды (рисунок 2.3):

Рисунок 2.3 – Схема замещения трехобмоточного трансформатора

Активная, реактивная и полная проводимость рассчитываются также как для двухобмоточного трансформатора по формулам (2.2.4-2.2.6).

Полные сопротивления трехобмоточного трансформатора, Ом, определяются по формулам:

,	(2.17)
,	(2.18)
,	(2.19)

где u_k(ВН) – напряжение КЗ между высокой и низкой стороной трансформатора , % номинального напряжения; u_k(СН) – напряжение КЗ между средней и низкой стороной трансформатора, % номинального напряжения; u_k(ВС) – напряжение КЗ между высокой и средней стороной трансформатора , % номинального напряжения.

В случае если известны все три значения потерь КЗ между парами обмоток, то активные сопротивления, Ом, определяются по формулам:

,	(2.20)
,	(2.21)
,	(2.22)

где P_k(ВН) – потери КЗ между высокой и низкой стороной трансформатора , % номинального напряжения; P_k(СН) – потери КЗ между средней и низкой стороной трансформатора, % номинального напряжения; P_k(ВС) – потери КЗ между высокой и средней стороной трансформатора , % номинального напряжения; k_S – коэффициент, показывающий долю номинальной мощности обмотки низкого напряжения от номинальной мощности (авто)трансформатора, если мощность обмотки низкого напряжения не указана, то k_S принимается равным коэффициенту выгодности автотрансформатора .

Если в каталожных данных указывается только значение максимальных потерь КЗ, то активные сопротивления определяются следующим образом:

• при равных мощностях обмоток

  .

  (2.21)

• для обмотки, мощность которой составляет долю k_S мощностей двух обмоток. Например, если S_ВН= S_СН= S_ном, а S_НН= k_S· S_ном.

; .

(2.22)

По найденным полным и активным сопротивлениям находим реактивное сопротивление, Ом:

;	(2.23)
;	(2.24)
;	(2.25)

Коэффициенты трансформации между высокой и средней обмоткой трансформатора определяются по формуле:

.

(2.26)

Коэффициенты трансформации между высокой и низкой обмоткой трансформатора определяются по формуле:

.

(2.27)

1. Реакторы

Шунтирующие реакторы представляются с помощью шунта, включаемого в узел установки реактора (рисунок 2.4):

Рисунок 2.4 – Схема замещения
шунтирующего реактора

Активная и реактивная проводимость, См, определяется по формулам:

,	(2.28)
,	(2.29)

где P – активная мощность реактора, кВт.

1. Нагрузка

Нагрузка задается постоянной мощностью P=const и Q=const, т.е. мощность не зависит от напряжения (рисунок 2.5). Для расчёта динамической устойчивости нагрузка задаётся виде комплексной нагрузки, включающей в себя 55% асинхронных двигателей.

Рисунок 2.5 – Нагрузка заданная
постоянной мощностью

Такой способ задания нагрузки является наиболее простым, но полученный результат является достаточно точным.

Модель постоянной активной и реактивной мощности не может быть использована при исследовании динамической устойчивости, так как данная модель абсолютно не соответствует действительности и зачастую приводит к расхождению итерационного процесса решения дифференциальных уравнений. Следовательно, при расчете переходных процессов в ПК Дакар крупные узлы нагрузок представлялись динамическими характеристиками, включающими в себя 50% асинхронных двигателей, остальные – шунтами постоянной проводимости (рисунок 2.5).

1. Генераторы и балансирующий узел

При расчетах установившегося режима для отображения генераторов используют одну из двух моделей: PQ или PU.

В первом случае в исходных данных узла, отображающего генератор (далее - генераторный узел) указывается генерируемая активная P и реактивная Q мощности. При этом такой генератор не учувствует в поддержании напряжения в узле. Как правило, таким образом моделируются малоответственные небольшие генераторы, установленные у потребителя и фактический режим работы которых оказывает незначительное влияние на результат решения рассматриваемых задач.

Применение второй модели - PU - является наиболее эффективным и отражает фактическое положение дел, из-за большинство генераторов оборудовано системой автоматической регулировки возбуждения АРВ, обеспечивающей в установившемся режиме практически неизменное напряжение на шинах генератора или на стороне высокого напряжения блочного трансформатора, через который генератор связан с энергосистемой.

В исходных данных генераторного узла по модели PU необходимо указать генерируемую им активную мощность P и заданное напряжение U в узле подключения генератора, которое он будет "стремиться" выдержать за счет изменения генерируемой им реактивной мощности Q. Дополнительно к указанным данным, необходимо ввести ограничения на величину генерируемой реактивной мощности Q, т.к. она не может меняться безгранично.

Балансирующий узел – это узел за счет которого при расчетах установившегося режима без изменения частоты в расчетной схеме поддерживается баланс между генерацией и потреблением. Для работы в таком режиме в узле должен быть зафиксирован вектор напряжения, т.е. U и φ. Таким образом генерация активной и реактивной мощности в таком узле в ходе расчета могут изменяться программой самостоятельно для обеспечения баланса. Как правило, балансирующий узел назначается и базовым узлом. Выбор определяется тем, за счет каких источников фактически производиться ликвидация небалансов мощности, вызываемых небольшими колебаниями нагрузки.

1. Эквивалентирование схемы сети

Так как студенческая лицензия RastrWin не даёт право использовать при расчёте электрических сетей более 60 узлов, необходимо эквивалентировать схему сети ОЭС Востока. Эквивалентирование – упрощение электрической сети. Основной принцип эквивалентирования – не должен измениться режим сохранившейся части схемы [11].

При эквивалентировании различают три группы узлов:

• эквивалентируемые узлы – узлы, удаляемые из схемы;

• сохраняемые узлы – узлы, параметры которых остаются неизменными;

• узлы примыкания – сохраняемые узлы, связанные хотя бы с одним из эквивалентируемых. После эквивалентирования в узлах примыкания появляются дополнительные мощности нагрузки и генерации, активные и реактивные шунты и ветви между этими узлами. Эквивалентирование в токах – основной способ. При его выполнении мощности эквивалентируемых узлов заменяются узловыми токами согласно формуле.

,

(2.30)

где комплексная мощность нагрузки в i-ом узле; комплексное напряжение в i-ом узле.

Шунтовая часть эквивалентируемых узлов и ветвей разносятся в шунты узлов примыкания согласно формулам.

, ,	(2.31) (2.32)

где комплексные сопротивления от эквивалентрируемого узла до узла примыкания.

После эквивалентирования в узлах примыкания восстанавливаются мощности, в них включены мощности исключенных узлов и потери на их передачу. Эквивалентирование выполняется раздельно для мощностей генерации и нагрузки.

1. 3 РАСЧЁТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА И ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ ЭЭС

Для определения МДП и АДП в контролируемом сечении потребуется произвести расчёты как статической, так и динамической устойчивости энергосистемы.[12]

Максимально допустимый переток активной мощности - наибольший переток активной мощности в контролируемом сечении, определяемый диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, обеспечивающий допустимые параметры электроэнергетического режима в нормальной (ремонтной) схеме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений.[12]

Аварийно допустимый переток активной мощности - наибольший переток активной мощности в контролируемом сечении, определяемый диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, обеспечивающий допустимые параметры электроэнергетического режима в нормальной (ремонтной) схеме.[12]