Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Активная проводимость на землю G для ВЛ определяется потерями на корону. Потери на корону в основном невелики и сильно зависят от погоды. При измороси они многократно больше, чем в сухую погоду. Но из-за неопределенности этой величины ее как правило не учитывают. При необходимости потери на корону можно учесть используя G, либо включением дополнительной активной нагрузки в узле с постоянным значением или зависимым от напряжения в узле. В исходных данных какая-либо информация о погоде в месте прохождения линий отсутствует, поэтому G линий примем равным 0.

2.1.2 Двухобмоточные трансформаторы

Для двухобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, когда не используется третья обмотка, используется Г – образная схема замещения:

Рисунок 2.2 – Г-образная схема замещения

Полное сопротивление трансформатора, Ом:

,

(2.10)

где U_ном – номинальное междуфазное напряжение стороны трансформатора, к которой приводится сопротивление трансформатора, кВ; S_ном – номинальная мощность трехфазного трансформатора или трехфазной группы однофазных трансформаторов, МВА; u_k – напряжение КЗ, процент номинального напряжения.

Активное сопротивление трансформатора, Ом:

,

(2.11)

где P_k – потери КЗ (потери в меди) трех фаз трансформатора, кВт.

Реактивное сопротивление трансформатора, Ом:

,

(2.12)

Полная проводимость, См:

,

(2.13)

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

Активная проводимость, См:

,

(2.14)

где P_xx –потери холостого хода 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.

2.1.3 Реакторы

Шунтирующие реакторы представляются с помощью шунта, включаемого в узел установки реактора (рисунок 2.3):

Рисунок 2.3 – Схема замещения шунтирующего реактора

Активная и реактивная проводимость, См, определяется по формулам:

где P – активная мощность реактора, кВт.

,

(2.19)

2.1.4 Нагрузка

Нагрузка задается постоянной мощностью P=const и Q=const, т.е. мощность не зависит от напряжения (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 – Нагрузка заданная постоянной мощностью

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. Таким образом, при расчете переходных процессов в ПВК Дакар крупные узлы нагрузок представлялись динамическими характеристиками, включающими в себя 50 % асинхронных двигателей, остальные – шунтами постоянной проводимости (рисунок 2.4).

2.1.5 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, т.к. 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.

2.1.6 Эквивалентирование схемы сети

Ввиду того, что студенческая лицензия RastrWin позволяет использовать все функции программы при расчёте электрических сетей объёмом до 60 узлов, поэтому необходимо сэквивалентировать схему сети ОЭС Востока до данного количества узлов. Эквивалентирование – упрощение электрической сети – используется для уменьшения размера сети (числа узлов и ветвей), удаления ее фрагментов, не имеющих большого значения. Основной принцип эквивалентирования таков: не должен измениться режим сохранившейся части схемы, т.е. до и после эквивалентирования в ней должны быть одни и те же напряжения узлов и мощности ветвей.

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 выполнения 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.

,

(2.20)

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.

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.

3 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕВОСЯ РЕЖИМА

В результате расчетов электрических режимов:

1. Все параметры режима в нормальных и ремонтных схемах Ерковецкой ТЭС (2019 и 2026 гг.) в условиях зимнего максимума/минимума и летнего минимума нагрузок находятся в пределах допустимых границ. В режимах паводка на 2019 и 2026 гг., летнего максимума нагрузок 2026 г. выдачу мощности Ерковецкую ТЭС необходимо ограничивать по условиям существующего МДП сечения «Амурэнерго-Хабаровскэнерго».

Так, для нормальной схемы сети были определены уровни загрузки Ерковецкой ТЭС в условиях паводка (2019 и 2026 гг.) и летнего максимума нагрузок (2026 г.), при которых не будет превышен уровень существующего значения МДП в контролируемом сечении «Амурэнерго-Хабаровскэнерго», в состав которого входят следующие ВЛ 220-500 кВ:

• ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС – Хабаровская –1;

• ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС – Хабаровская –2;

• ВЛ 220 кВ Февральская – Этеркан;

• ВЛ 220 кВ Архара – Облучье.

Таблица 3.1 – Режимы работы Ерковецкой ТЭС в нормальной схеме на этапах 2019 и 2026 гг.

1. Для ряда аварийных схем, в частности «Отключение мощности нагрузки ВПТ ПС 500 кВ Хэйхэ» схем определены уровни загрузки станций в зоне влияния Ерковецкой ТЭС (Ерковецкая ТЭС/Бурейская ГЭС/Зейская ГЭС) на все расчетные этапы (2019-2026), при которых будет обеспечен баланс активной мощности.

Таблица 3.2 – Режимы работы станций (ЕТЭС/БурГЭС/ЗейскГЭС) в аварийных схемах на этапах 2019 и 2026 гг.

Характеристики

Список файлов ВКР