АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

«Кадры для регионов»

ФГБОУ ВПО «Амурский

государственный университет»

Учебное пособие подготовлено в рамках реализации проекта о подготовке высококвалифицированных кадров для предприятий и

организаций регионов («Кадры для регионов»)

АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Методические указания по выполнению лабораторных работ

Благовещенск

Издательство АмГУ 2014

2

ББК ________

М ______

Печатается по решению

редакционно-издательского

совета

Амурского государственного

университета

Разработано в рамках реализации гранта «Подготовка высококвалифицированных кадров в сфере электроэнергетики и горно-

металлургической отрасли для предприятий Амурской области» по заказу предприятия-партнера АО «ДРСК»

Рецензенты:

Тимченко С.А. – Начальник отдела учёта электроэнергии АО «ДРСК» Выходные данные:

Алгоритмы задач электроэнергетики: Методические указания по выполнению лабораторных работ/ сост.: А.А. Казакул. – Благовещенск: Изд-во Амур. гос. ун-та, 2014.- 132 с.

Описание пособия: Методическое пособие предназначено для подготовки бакалавров по

направлению «Электроэнергетика и электротехника». Приведённые лабораторные работы направлены на всестороннее изучение способов моделирования ЭЭС для расчётов электрических режимов и токов короткого замыкания.

В авторской редакции.

©Амурский государственный университет, 2014 © Казакул А.А. (составитель), 2014

3

СОДЕРЖАНИЕ

Список сокращений 4

Введение 5

Лабораторная работа № 1.Моделирование электрических сетей

Одного класса номинального напряжения в RastrWin3 7

Лабораторная работа № 2. Моделирование силовых

трансформаторов в RastrWin3 18

Лабораторная работа № 3. Моделирование устройств регулирования

напряжения в RastrWin3 28

Лабораторная работа № 4. Расчет установившегося режима

электрической сети нескольких классов номинального

напряжения в RastrWin3 39

Лабораторная работа № 5. Анализ потерь мощности с

использованием RastrWin 3 44

Лабораторная работа № 6. Анализ статической устойчивости 49

Лабораторная работа № 7. Выполнение вариантных расчетов в

RasrtWin3 56

Лабораторная работа № 8. Расчёт токов короткого замыкания в

RastrWin3 64

Библиографический список 86

Приложение 1. Однолинейные схемы электрических сетей для

расчётов электрических режимов 88

Приложение 2. Однолинейные схемы электрических сетей для

расчётов электрических режимов в сетях с несколькими

уровнями напряжений 112

4

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

БСК – батарея статических конденсаторов;

ВЛ – воздушная линия;

ВН – высшее напряжение подстанции (трансформатора);

ЕНЭС – единая национальная электрическая сеть;

КРМ – компенсация реактивной мощности;

КЛ – кабельная линия;

ЛЭП – линия электропередач;

НН – низшее напряжение подстанции (трансформатора);

ОИК – оперативно - измерительный комплекс;

ПВК – программно-вычислительный комплекс;

ПК – персональный компьютер;

ПС – подстанция;

САПР – система автоматизированного проектирования;

СН – среднее напряжение подстанции;

СТК – статический тиристорный компенсатор;

ТКЗ – ток короткого замыкания;

ТМ – телемеханика;

ШР – шунтирующий реактор;

ЭЭС – электроэнергетическая система.

5

ВВЕДЕНИЕ

Современные условия дефицита времени требуют от специалистов

электроэнергетической отрасли принятия оперативных, технически

грамотных и обоснованных решений. Таковые могут быть приняты лишь

грамотными и опытными специалистами на основании правильно

выполненных расчётов.

Выбор параметров основного электротехнического оборудования

основан на результатах расчёта установившихся электрических режимов и

токов короткого замыкания, поэтому изучение программных средств расчёта

установившихся режимов и токов короткого замыкания является одним из

базовых навыков современного специалиста в области электроэнергетики.

Дисциплина «Алгоритмы задач электроэнергетики» входит в цикл

специальных дисциплин и относится к дисциплинам, формирующим

специальные профессиональные знания и навыки.

Настоящее пособие предполагает обучение студентов практическим

навыкам работы в ПВК RastrWin3, для расчётов установившихся режимов и

токов короткого замыкания.

Самостоятельное выполнение представленных в настоящем пособии

лабораторных работ в комплексе с материалом практических занятий

позволяет сформировать указанные компетенции.

.

6

Лабораторная работа № 1.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ОДНОГО КЛАССА

НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ В RASTRWIN 3.

Цель работы: получение практических навыков по расчету режимов

электрических сетей одного класса номинального напряжения в ПВК

RastrWin.

ЗАДАНИЕ

В соответствие с вариантами, приведёнными в приложении 1:

1. Подготовить схему замещения для заданного участка электрической

сети.

2. Рассчитать параметры схемы замещения.

3. Пронумеровать узлы схемы замещения.

4. Выполнить моделирование сети в ПВК RastrWin.

5. Подготовить графическую схему потокораспределения в ПВК

RastrWin.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКОЙ ЧАСТИ

Составление схемы замещения осуществляется на основании

однолинейной схемы для сети одного номинального напряжения. При этом

ЛЭП представляются П-образной схемой замещения, количество элементов в

которой определяется на основании тип ЛЭП и её номинального напряжения.

Однолинейная схема включает в себя графическое представление и краткую

характеристику ЛЭП, ПС с описанием основных характеристик

оборудования, схемы распределительных устройств, положения

коммутационных аппаратов и т.п. На некоторых однолинейных схемах

размещается информация о наличии и типах устройств ПА и т.п.

При выполнении расчётов электрических режимов расчётная схема

электрической сети является некоторым эквивалентом полной ЭЭС, а именно

частью электрической сети. Границы участка определяются назначением

расчётов и конфигурацией самой сети.

7

Часто при выполнении расчётов установившихся режимов в схемах

используются нагрузки трансформаторов, приведённых к шинам высшего

напряжения (ВН) – приведённые нагрузки. Такие преобразования относятся к

эквивалентированию электрической сети или системы.

Под эквивалентированием электрической системы понимается

совокупность операций, направленных на упрощение структуры как

исходной системы (схем замещения), так и ее математической модели, с

заданной точностью [13]. Таким образом, эквивалентирование

предусматривает уменьшение размерности решаемой задачи и создание

упрощенных моделей, что позволяет сократить объем машинных

вычислений, повысить обозримость и наглядность получаемых результатов в

сложившихся экономических условиях. Вместе с тем использование

эквивалентных моделей позволяет снизить требования к информационному

обеспечению электроэнергетических задач. Для решения задач управления

электрическими сетями применяются различные эквиваленты, учитывающие

их особенности. В качестве критериев эквивалентирования используется

сохранение режима в узле примыкания, баланса мощностей и токов до

эквивалентирования и после него, близости предельных режимов и

переходных процессов исходной и эквивалентной моделей и т.п [2].

С практической точки зрения знание основных правил

эквивалентирования позволяет выполнить расчёт режимов значительной

части ЭЭС даже с использованием учебных версий программного

обеспечения. Например, студенческая версия RastrWin позволяет сохранять

схему с количеством узлов до 60, а полная модель 35-500 кВ одного региона

может составлять более 1000 узлов.

При составлении расчетной схемы сети все нагрузки предварительно

приводятся к стороне высшего напряжения. Приведенная нагрузка

получается как сумма заданных нагрузок на шинах низшего и среднего

напряжений понижающих подстанций и потерь мощности в сопротивлениях

и проводимостях трансформаторов. Приведенная к стороне высшего

8

напряжения мощность электростанций находится путем вычитания из

мощности генераторов мощности в сопротивлениях и проводимостях

повышающих трансформаторов.

Для ручных расчётов режимов при определении приведенных

реактивных нагрузок, кроме потерь реактивной мощности, учитываются (с

соответствующими знаками) емкостные мощности линий электропередач

(зарядные мощности), примыкающих к подстанциям. В расчётах с

использованием ПВК зарядные мощности линий учитываются в схемах

замещения ЛЭП реактивной проводимостью. Нагрузка сети высшего

напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в

трансформаторах.

Приведение нагрузок к сети высшего напряжения (для расчёта в ПВК)

выполняется по формуле:

2 2 2 2

. . . .2 2( ) ( )+ +

+ = + ∆ + + + + ∆нагр нагр нагр нагрвыс выс нагр х х тр нагр тр х х

н н

P Q P QP jQ P P R j Q X Q

U U , (1)

где нагрP , нагрQ — соответственно активная и реактивная мощности

нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

Rтр, Хтр — суммарные активные и реактивные сопротивления

трансформаторов данной подстанции;

. .∆ х хP , . .∆ х хQ - активные и реактивные потери холостого хода в

трансформаторе.

В учебных расчётах допускается использовать допущение о том, что в

трансформаторе теряется 2% активной мощности и 10% реактивной от

мощности нагрузки.

В данной лабораторной работе нагрузка ПС задаётся на шинах ВН по

мощности трансформаторов указанной на отходящей стрелке (на

трансформаторе) с учётом потерь в трансформаторах, которую можно задать

приближённой. Порядок определения нагрузки для лабораторной показан

ниже.

9

После подготовки схемы замещения и проверки её преподавателем

необходимо задать её в ПВК RastrWin.

Порядок создания модели ПВК RastrWin для расчётов установившихся

режимов

1. Запускается программа (RasrtWin.exe или Rasr3.exe)

2. Создаются необходимые шаблоны для работы.

Для этого во вкладке «Файл» необходимо выбрать – Новый. В

появившемся окне отмечаются галочками файлы формата *.rg2 и *.grf.

(рисунок 1).

Рисунок 1– Загрузка шаблоновRasrtWin3.

3. Вводятся исходные данные

3.1 Ввод схемы рекомендуется начинать с данных по узлам. Для

открытия таблицы «Узлы» в меню «Открыть» выбираем /Узлы/Узлы -

рисунок 2.

Минимально необходимой информацией для каждого узла является его

номер (Номер) и номинальное напряжение (U_ном). Вид таблицы «Узлы»

показан на рисунке 3.

Одна строка в таблице «Узлы» моделирует один узел в схеме

замещения.

10

Рисунок 2 – Открытие таблицы «Узлы».

Рисунок 3 – Таблицы «Узлы»в RastrWin3.

В ПВК RastrWin при задании модели сети все узлы разделяются на

нагрузочные (Нагр), генерирующие (Ген) и балансирующие (База).

Для выполнения расчётов установившихся режимов один из узлов

связной схемы должен быть назначен базисным (балансирующим), для чего

в меню Тип этого узла надо выбрать строку База. В данном узле

необходимо задать модуль напряжения в графе V_зд. Напряжение данного

узла согласно заданию(UИП).

Генераторные узлы могут задаваться моделью P, Q = const или

моделью P, U = const. В первом случае в узле необходимо задать P_г и Q_г,

при этом напряжение в данном узле будет зависимой величиной. Во втором

случае в генераторном узле необходимо задать P_г, V_зд, а так же пределы

изменения реактивной мощности (Q_min, Q_max). При этом напряжение в

данном узле является независимой величиной, пока соблюдаются пределы

11

по выработке/потреблению реактивной мощности (Q_min, Q_max). При

нарушении ограничений узел переходит в модель P, Q = const.

3.2 Заполняется таблица «Ветви».

Для открытия таблицы «Ветви» в меню «Открыть» выбирается

/Ветви/Ветви – рисунок 4.

Рисунок 4 – Открытие таблицы «Ветви».

В таблице «Ветви» задаются параметры ЛЭП и трансформаторов.

При моделировании ЛЭП в таблице «Ветви» задаются номера узлов,

ограничивающих ветвь, сопротивления, активная и реактивная

проводимости. Сопротивления задаются в Ом (положительные),

проводимости для ЛЭП в мкСм со знаком минус.

Таблица «Ветви» показана на рисунке 5.

Рисунок 5 - Таблица «Ветви».

12

Часть перечисленных параметров в таблице скрыта, изменить их

видимость можно с помощью меню, вызываемого щелчком правой кнопки

мыши на заголовке таблицы – «Выбор колонок».

Для работы с таблицами в RastrWin разработан универсальный набор

инструментов. Для добавления/копирования строк в таблицах

RastrWin3 / .

Для удаления лишних строк используются кнопки. Оставлять в

таблицах «Узлы» и «Ветви» пустые (нулевые) строки нежелательно.

После задания данных в таблицы «Узлы» и «Ветви» необходимо

приступить к формированию схемы потокораспределения (графики).

3.3 Оформление графики в растр RastrWin.

Открывается окно Графика в меню Открыть/Графика (рисунок 6).

Подготовка графической схемы осуществляется на основе

предварительно загруженной (составленной) расчетной схемы и заключается

в последовательном выполнении следующих операций [6]:

• расстановка узлов в пространстве на условно бесконечной доске;

• улучшение внешнего вида схемы путем изменения точек

присоединения ветвей и фигур к узлу и создания изломов ветвей;

• расстановка окон отображения текстовой информации;

• ввод поясняющих надписей.

После открытия окна «Графика» перед пользователем открывается

условно бесконечное поле для расстановки элементов сети (рисунок 6).

Отображение заданных элементов начинается после нажатия кнопки

Ввод - .

Нажимая левой кнопкой мыши на поле Графической схемы

расставляются узлы, заданные ранее в соответствующей таблице «Узлы».

Номер вводимого узла отображается в диалоговом вспомогательном

окне «Узел ввода» (рисунок 7).

13

Рисунок 6 –Вызов окна для формирования графической схемы сети.

Рисунок 7 – Диалоговое окно «Узел ввода».

Для отображения на Графике узлов в порядке, отличающемся от

предложений программы, необходимо установить зелёный флажок около

требуемого узла. Для выбора узла, не попавшего в список, нужно ввести его

номер в поле Узел и щелкнуть мышью на слове Вставить.

После ввода всех узлов на графическую схему выполняется улучшение

внешнего вида схемы с использованием инструментов .

Основная команда для ввода узлов – Ввод . Она используется как

для ввода, так и для перемещения узла. Введенные узлы можно передвинуть

14

на более удобные места. Узел можно удалить, щелкнув на нем правой

кнопкой мыши в режиме .

При начальном вводе узлов не следует сразу стремиться улучшить

внешний вид узла, лучше сначала ввести все узлы, а затем приступить к

«наведению блеска» [6].

Советы по редактированию:

Для улучшения восприятия результатов расчёта режимов графическую

схему потокораспределения необходимо сделать похожей на отображаемую

однолинейную.

Для принудительной горизонтальной ориентации шины в режиме

ввода необходимо нажать клавишу Alt, для вертикальной – клавишу Shift.

Узел также можно изобразить в виде точки. Для этого нужно нажать

на него левой кнопкой мыши удерживая одновременно клавиши Alt и

Shift.

При оптимизации программа создает на каждой ветви два излома,

показанных на рисунке. Для добавления новых изломов, изменения места

уже имеющихся и удаления ненужных служит режим Излом.

Вместе с изломами для улучшения внешнего вида узла используется

режим Присоединение . Такой режим нужно использовать для

перемещения точки присоединения элемента (изображения нагрузки,

генератора, реактора или ветви). Перемещение в этом режиме выполняется

левой кнопкой мыши.

Получить более подробную информацию о применении графического

интерфейса RastrWin можно в разделе Помощь/Справка.

После выполнения расчёта режимов на подготовленной графической

схеме отображается информация об уровнях напряжения (в кВ), величине

угловδ(в градусах) узлов, потоках активной и реактивной мощности (в МВА)

и токах в ветвях (А).

15

Размер, шрифт, цвет и количество отображаемой информации на

графической схеме можно настроить используя таблицу «Текст» в меню

Дополнительно/Параметры/Текст (рисунок 8).

Рисунок 8 – Вызов окна для редактирования текстовых полей на

графической схеме.

ПЕРЕЧЕНЬ И КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ И

МАТЕРИАЛОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ

Для выполнения лабораторной работы необходим ПК с установленной

системой компьютерной математики MathCad для расчёта параметров

моделей элементов ЭЭС и с установленным программным комплексом

RastrWin3.

ОПИСАНИЕ ХОДА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТЫ

1. Составляется схема замещения электрической сети, согласно

варианту задания (выделяются узлы и ветви схемы замещения).

2. Выполняется нумерация каждого узла для задания в ПВК RastrWin

натуральными цифрами от 1 до 2 147 483 647.

3. Выполняется расчёт каждого из параметров схемы замещения:

• для линий электропередачи (ЛЭП) определяются продольное

сопротивление R jX+ и проводимость на землю В(в ПВК RastrWin емкостная

проводимость ЛЭП задается в микросименсах со знаком минус в таблице

Ветви;

16

• для каждого узла нагрузки определяется активная и реактивная

мощности, приведённые к стороне ВН. В лабораторной работе их

необходимо определить по формулам приведенным ниже:

0,5н НтрР S= ⋅ ; (2)

0,4н нQ Р= ⋅ , (3)

где НтрS - номинальная мощность трансформаторов на подстанции (задана

в МВА на схемах приложения 1).

4. Подготовить отчет по лабораторной работе.

ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ

ПРОВЕДЕНИИ РАБОТЫ

В отчёт по лабораторной работе необходимо включить: однолинейную

схему моделируемой сети, схему замещения с рассчитанными параметрами,

таблицы «Узлы» и «Ветви» из ПВК RastrWin с заданными параметрами, а так

же графическое представление электрической сети из ПВК RastrWin (схема

потокораспределения). Схемы потокраспределения необходимо представить

для нормального режима работы сети и для послеаварийного – отключения

наиболее загруженной ветви.

ВЫВОДЫ

В результате выполнения лабораторной работы закрепляются

теоретические и навыки по расчёту параметров схем замещения элементов

ЭЭС и практические навыки работы в ПВК RastrWin при выполнении

расчётов электрических режимов.

ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ.

1) Для каких целей задаются пределы изменения реактивной

мощности (Qmin, Qmax)?

2) Что такое балансирующий узел и зачем он задается?

3) Что понимаю под эквивалентированием электрической системы?

4) Сколько параметров схемы замещения и какие рассчитывается для

ВЛ и КЛ 35 кВ?

17

5) Сколько параметров схемы замещения и какие рассчитывается для

ВЛ и КЛ 10 кВ?

Лабораторная работа № 2

МОДЕЛИРОВАНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ПВК

RASTRWIN3.

Цель работы: изучение моделирования силовых трансформаторов в

ПВК RastrWin.

ЗАДАНИЕ

В соответствие с вариантами, приведёнными в таблице 1:

1. Подготовить схему замещения для заданных силовых

трансформаторов;

2. Рассчитать параметры схемы замещения трансформаторов.

3. Пронумеровать узлы схемы замещения.

4. Выполнить моделирование в ПВК RastrWin.

5. Подготовить графическую схему в ПВК RastrWin.


Основные возможности моделирования трансформаторов в ПВК

RastrWin [6,8]:

- Расчет параметров трансформатора по паспортным данным;

- Расчет взаимосвязанного Kт;

- Расчет допустимых токов обмотки ВН, СН, общей обмотки (АТ);

- Расчет сопротивлений трансформатора в зависимости от положения

анцапф;

- Расчет номинальных напряжений;

- Расчет полной БД Анцапф и возможность её редактирования;

- Графическое отображение 3х обм. трансформаторов и АТ.

18

Таблица 1 – Параметры трансформаторов для моделирования. №

варианта

Каталожные данные Расчетные данные

Марка трансформатора

Место установки устройства

Регулирования напряжения

Uном, обмоток, кВ uк,% ∆РК, кВт ∆РХ,кВт

I

Iх, %

Rт, Ом Хт, Ом B,

См

G,

См

∆Q, кквар ВН СН НН В-С В-Н С-Н ВН-

СН ВН- НН

СН-НН

ВН СН НН ВН СН НН

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 1 ТДТНЖ-

25000/220 РПН в нейтрали

ВН ±12%, ПБВ±8x1,5% СН +2x2,5%

230 27,5; 38,5

6,6; 11; 27,5 12,5 20 6,5 135 - 50 1,2 5,7 5,7 5,7 275 0 148 5,67 0,95 300

2 ТДТН-40000/220 РПН в нейтралиВН ±12%, ПБВ ±8x1,5% СН ±2x2,5%

230 38,5 6,6; 11 12,5 22 9,5 220 - 55 1,1 3,6 3,6 3,6 165 0 125 8,32 1,04 440

3 ТДТНЖ-40000/220

РПН в нейтрали ВН ±12%,

ПБВ±8x1,5% СН ±2x2,5%

230 27,5; 38,5

6,6;11; 27,5 12,5 22 9,5 240 - 66 1,1 3,9 3,9 3,9 165 0 125 8,32 1,25 440

4 АТДЦТН-63000/220/ 110

РПН в линии СН ±12%, ± 6 ступеней

230 121 6,6;11; 27,5; 38,5

11 35 22 215 - 45 0,5 1,4 1,4 2,8 104 0 195,6 5,95 0,85 315

5 АТДЦТН- 63000/220/ 110/0,4*

РПН в линии СН ±12%, ±8x1,5%

ПБВ 0,4 кВ ±2x2,5%

230 121 0,4 11 - - 180 - 33 0,4 1,2 1,2 120 104 0 - 4,76 0,62 -

6 АТДЦТН-125000/220/ 110


230 121 6,6;11;38,5

1 1 / 11

31/ 45 19/

28 290/ 305

- 85/ 65 0,5 0,5/

0,52 0,5/ 0,52

1,0/ 3,2

48,6/ 49,0 0 82,5/

131 11,82 1,61 625

7 ТДЦ-80000/220 ПБВ на стороне ВН ±2x2,5% 242 6,3;10,

5;13,8 11 320 105 0.6 2,9 80,5 8,2 1,79 480

8 ТРДЦН-100000/220

РПН в нейтрали

ВН ±12 %, 230 20-20 17 460 70 0,5 2,4 90 9,45 1,32 500

9 ТДЦ-125000/220 ПБВ на стороне ВН

±2x2,5% 242

10,5; 13,8; 15,75

11 380 135 0,5 1,4 51,5 10,67 2,31 625

19

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

10 ТРДЦН-160000/220


230 38,5*; 11-11 13,5 525 167 0,6 1,08 44,9 18,1

4 3,16 960

11 ТДЦ (Ц) -200000/220

ПБВ на стороне ВН

±2x2,5% 242

13,8; 15,75;

18 11 580 200 0,45 0,77 32,2 15,3

6 3,42 900

12 ТДТН-25000/220 РПН в нейтрали ВН ± 12%, 12

ступеней ПБВ СН ±2x2,5%

230 38,5 6,6; 11 12,5 20 6,5 135 - 50 1,2 5,7 5,7 5,7 275 0 148 5,67 0,95 300

13 АТДЦТН-200000/220/110 РПН в линии СН

±12%, ± 6x 2 ступеней

230 121 6,6; 11;38,5 11 32 20 430 - 125 0,5 0,3 0,3 0,6 30,4 0 54,2 18,9 2,36 1000

14 АТДЦТН-200000/220/110 (Мощность обмотки НН 80 и 100 МВА) МЭЗ


230 121 38,5;6,3;6,6 10,5;

11 32 20 330 - 80 0,24 0,2 0,2 0,5 \0,4 30,4 0 54,2 9,07 1,51 480

15 АТДЦТН-250000/220/110


230 121 6,6;

10,5; 11

11 33,4 20,8 520 - 145 0,5 0,2 0,2 0,4 25,5 0 45,1 23,63 2,74 1250

16 ТРДНС-40000/330

РПН в нейтрали ВН ± 12%, 12

ступеней 330

6,3-6,3;6,3-10,5; 10,5-

11 180 80 1,4 12,3 229 5,14 0,73 560

17 ТРДЦН-63000/330


±12 ступеней

330

6,3-6,3; 6,3-10,5;

11 265 120 0,7 7,3 190 4,05 1,01 441

18 ТРДН-32000/220 230

6,3-6,3;

6,6-6,6 11,5 150 45 0,65 7,7 190,5 3,93 0,85 280

119 ТРДНС-40000/220

230 11-11;11-6,3

11,5 170 50 0,9 5,6 152,4 6,81 0,95 360

20

Схемы замещения трансформаторов и порядок расчёта их параметров

приведены в [1, 5, 7, 16 и др].

Для моделирования двухобмоточных трансформаторов в RastrWin 3,

необходимо определить и занести в таблицу Ветви следующие параметры:

- Сопротивление R jX+ , приведенное к стороне высокого напряжения,

- Проводимость шунта на землю G jB+

- Коэффициент трансформации, равный отношению:

ннт

вн

UKU

=, (4)

где ннU - низшее номинальное напряжение трансформатора (по

справочнику);

внU - высшее номинальное напряжение трансформатора (по

справочнику);.

Таким образом, коэффициент трансформации будет меньше единицы.

Пример заполнения таблицы Ветви при моделировании

двухобмоточного трансформатора 35/6 мощностью 6,3МВА представлен на

рисунке 9.

Рисунок 9– Пример заполнения таблицы Ветви.

Далее на основе составленной расчетной схемы осуществляется

подготовка графической схемы двухобмоточного трансформатора (Рисунок

10).

Для моделирования автотрансформаторов и трехобмоточных

трансформаторов необходимо заполнить таблицы «Узлы», «Ветви»,

«Транс.Паспорт», «Трансформаторы».

21

Рисунок 10– Графическое представление двухобмоточного трансформатора

RastrWin 3.

Наиболее простым способом моделирования трёхобмоточных

трансформаторов является задание его тремя ветвями в таблице Ветви. Для

этого необходимо представить трансформатор по схеме трёхлучевой звезды,

то есть задать три ветви для каждой их которой необходимо определить и

занести в таблицу «Ветви» следующие параметры:

• Сопротивление R jX+ , приведенное к стороне высокого

напряжения;

• Проводимость шунта на землю G jB+ (только для стороны ВН);

• Коэффициент трансформации.

Пример заполнения таблицы Ветви при моделировании

трёхобмоточного трансформатора 110/35/6 мощностью 40 МВА представлен

на рисунке 11.

Рисунок 11– Пример заполнения таблицы Ветви.

22

Для уточнения расчётной модели в RastrWin 3 предусмотрена

функция дополнительного расчёта параметров трансформаторов по

паспортным данным. Для этого необходимо открыть таблицу Открыть -

Трансформаторы – Трансформаторы – рисунок 12.

Рисунок 12– Открытие таблицы «Трансформаторы».

Таблица «Трансформаторы» предназначена для моделирования

трехобмоточных и автотрансформаторов, и позволяет рассчитывать

сопротивления трансформаторов по их паспортным данным, устанавливать

на один трансформатор несколько устройств регулирования типа ПБВ, РПН,

ВДТ и рассчитывать взаимосвязный комплексный коэффициент

трансформации. Кроме того, пересчитывается сопротивление и допустимые

токи трансформатора в зависимости от положений анцапф [6].

В таблице «Трансформаторы» имеются следующие поля для

заполнения[6]:

N_bd- Номер (обязательное поле);

Название - название трансформатора (необязательное поле);

23

Тип - Тип трансформатора (Трехобмоточный трансформатор,

Автотрансформатор) – (обязательное поле);

S – состояние генератора (включен/отключен) (обязательное поле);

N_В, N_C, N_Н, N_0- номера узлов на высокой/средней/низкой

сторонах и номер узла нейтрали соответственно (обязательное поле);

U_В, U_C, U_Н - Номинальные напряжения сторон. (обязательное

поле);

Uk_ВC, Uk_ВН, Uk_CН - напряжение КЗ между обмотками ВН-СН,

ВН-НН, СН-НН соответственно, отнесенные к номинальной мощности

(авто)трансформатора Sном, % номинального напряжения; (обязательное

поле);

dP_кз(В-С), dP_кз(В-Н), dP_кз(С-Н) - потери КЗ между обмотками

ВН-СН, ВН-НН, СН-НН соответственно (обязательное поле);

dP_хх- потери холостого хода (потери в стали) трех фаз

трансформатора(обязательное поле);

I_хх - ток холостого хода трансформатора, % номинального тока.

(обязательное поле);

I_допВН, I_допВН, I_допОО - допустимые токи

высокой/средней/общей обмоток соответственно(обязательное поле)

I_ВН, I_СН, Io – токи на ВН,СН и общей обмотки для АТ

соответственно(поле заполняется автоматически при расчете режима);.

N_ПБВ, N_РПН, N_ВДТ - ссылка в таблицу «Анцапфы» на устройство

регулирования(обязательное поле);

N_Хt - ссылка в таблицу «Анцапфы БД» на коэффициент

трансформации. Если это поле задано указанные устройства регулирования

типа ПБВ, РПН, ВДТ игнорируются (обязательное поле);.

анц_ПБВ, анц_РПН, анц_ВДТ - номера анцапф соответствующих

устройств регулирования (обязательное поле);

24

мин UkВ-С, макс Uk В-С - значения Uk В-С на крайних положениях

устройств РПН (используется для пересчета сопротивлений от номера

анцапфы РПН) (обязательное поле);

Пример занесения информации по двух и трехобмоточному

трансформатору в соответствующей таблице (Трансформаторы –

Трансформаторы) показан на рисунке 13.

Рисунок 13 –Таблица «Трансформаторы».

Далее для автоматического расчета параметров трансформаторов

необходимо включить опцию «Расчеты-Параметры-Режим-Пересчет АТ/3х

обм. трансформаторов» - рисунок 14.

Рисунок 14 – Опция Пересчет АТ/3х обм. Трансформаторов.

Далее на основе составленной расчетной схемы осуществляется

подготовка графической схемы трехобмоточного трансформатора (Рисунок

15).

Автотрансформаторы моделируются аналогично трёхобомоточным

трансформаторам, только в столбце тип (рисунок 13) выбирается АТ.

25

Рисунок 15– Графическое представление трехобмоточного трансформатора

RastrWin 3.

ОПИСАНИЕ ХОДА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТЫ.

1 Составляется Г-образная схема замещения для двухобмоточного и

трехлучевая схема замещения трехобмоточного трансформатора или

автотрансформатора, согласно варианту задания. Узлы схемы замещения

нумеруются. Шины ВН трансформатора принимаются за балансирующий

узел.

2 По справочным данным определяются сопротивления R jX+ для

каждой из обмоток трансформаторов, проводимости шунта на землю G jB+ и

коэффициенты трансформации каждой ветви

3 В ПВК RastrWinзаполнить таблицы Узлы, Ветви для

моделируемых трансформаторов.

Нагрузки узлов СН и НН для трёхобомоточных и автотрансформаторов

определить по формулам:

0, 25= ⋅н НтрР S ; (5)

26

0,4н нQ Р= ⋅ , (6)

где НтрS номинальная мощность трансформаторов.

Для двухобомоточных трансформаторов нагрузку на шинах НН задать из

условия 50% загрузки моделируемого трансформатора

4 Оформить Графику для участка сети.

5 Сохранить результаты расчёта по шаблонам *.rg2, *.grf, *.trn.

6 Подготовить отчет по лабораторной работе.



В отчёте по лабораторной работе необходимо представить схему

замещения с рассчитанными параметрами, таблицы «Узлы», «Ветви»,

«Трансформаторы», «Анцапфы_БД» из ПВК RastrWin с заданными

параметрами, и графическое представление электрической сети (схему

потокораспределения).

ВЫВОДЫ


теоретические и навыки по расчёту параметров схем замещения

трансформаторов и практические навыки работы в ПВК RastrWin при

моделировании всех типов трансформаторов.


1. Какие параметры необходимы для моделирования трансформаторов

в ПВК RastrWin?

2. Какие типы трансформаторов позволяет моделировать ПВК

RastrWin?

3. Какие основные возможности моделирования трансформаторов в

ПВК RastrWin?

27

Лабораторная работа № 3

МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ

НАПРЯЖЕНИЯ В ПВК RASTRWIN.

Цель работы: изучение способов моделирования устройств

регулирования напряжения в ПВК RastrWin.

ЗАДАНИЕ:

1. Спроектировать однолинейную схему электрический сети

структурная схема которой приведена на рисунке 16. Параметры

трансформаторов взять из таблицы 1, напряжение ЛЭП принять по

напряжению ВН трансформаторов, количество цепей ЛЭП и её

протяжённость приведены в таблице 2, сечение ЛЭП выбрать самостоятельно

по экономическим токовым интервалам [12, 14], нагрузки НН и СН приёмной

ПС рассчитать выражениям (7) и (8). Параметры трансформаторов питающей

станции выбрать самостоятельно.

2. Подготовить схему замещения спроектированной сети.

3. Пронумеровать узлы схемы замещения. Шины генераторного

напряжения станции принять за балансирующий узел.

4. Занести параметры сети в RastrWin, подготовить схему

потокораспределения.

5. Выполнить моделирование устройств регулирования (РПН, ПБВ,

ВДТ) в ПВК RastrWin согласно параметрам трансформаторов,

установленных на ПС. Выполнить расчёты режимов при крайних

положениях регуляторов напряжения на ПС и определить опытным путём

положение устройств регулирования напряжения для обеспечения закона

встречного регулирования на шинах НН ПС.

28

ТГ ЛЭП

ПС

Рисунок 16– схема для выполнения лабораторной работы.

Таблица 2 – Параметры ЛЭП.

Номер варианта Длина ЛЭП Количество цепей ЛЭП

1 54 1 2 23 1 3 24 1 4 85 1 5 75 2 6 56 2 7 45 2 8 14 2 9 25 1

10 70 1 11 25 1 12 50 1 13 40 2 14 20 2 15 40 2 16 10 2 17 35 1 18 45 1 19 47 1


Напряжение в узлах сети постоянно меняется из-за изменения

нагрузки, режима работы источников питания, схемы сети.

Регулированием напряжения называется процесс изменения

напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических

средств. Способы регулирования напряжения возникли с возникновением

электрических сетей. Их развитие происходило от низших уровней

управления к высшим. Сначала использовалось регулирование напряжения в

29

центрах питания распределительных сетей и непосредственно у

потребителей и на энергоблоках электростанций. Сейчас эти методы

регулирования напряжения называются локальными. По мере развития сетей

и объединения их в крупные энергосистемы возникла необходимость

координировать работу локальных методов. Координирование относится к

высшим уровням регулирования напряжения [7].

Локальное регулирование может быть централизованным и местным.

Централизованное управление выполняется в центрах питания. Местное

регулирование проводится непосредственно у потребителей. Регулирование

напряжения в центрах питания приводит к изменению режима напряжения

во всей сети, которая питается от него. Местное регулирование приводит к

изменению режима напряжения в ограниченной части сети.

Регулирование напряжения в ЭЭС можно осуществлять, изменяя [1,5]:

а) напряжение генераторов электростанций;

б) коэффициенты трансформации трансформаторов и

автотрансформаторов;

в) параметры питающей сети;

г) величину реактивной мощности, протекающей по сети.

Применением перечисленных способов обеспечивается

централизованное регулирование напряжения, однако последние три из них

могут быть применены и для местного регулирования.

Регулирование напряжения на электростанциях

На электростанциях регулирование напряжения производится на

генераторах и повышающих трансформаторах.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования

тока возбуждения. Не меняя активную мощность генератора напряжение

можно изменять в пределах ± 5 %. Повышение напряжения на 5 % сверх

номинального сопровождается увеличением потерь в стали и повышением ее

нагрева. При снижении напряжения до 0,95 Uном номинальный ток статора

возрастает на 5 % и соответственно увеличивается нагрев обмотки. [7]

30

На каждой ступени трансформации теряется приблизительно 5-10 %

напряжения. Поэтому регулировочного диапазона генераторов явно

недостаточно, чтобы поддерживать необходимый уровень напряжения в

сети. Кроме того, трудно согласовать требования к регулированию

напряжения у близких и удаленных электроприемников. Поэтому генераторы

электростанций являются вспомогательным средством регулирования

напряжения. Как единственное средство регулирования генераторы

применяются только для простейшей системы: электростанция –

нераспределенная нагрузка. В этом случае на шинах электростанций

осуществляется встречное регулирование напряжения. Изменением тока

возбуждения повышают напряжение в часы максимальной нагрузки и

снижают в период минимальной нагрузки.

Изменение напряжения на шинах генератора или электрической

станции возможно путём задания напряжения в генераторном узле, заданном

моделью P, U=const.

В ПВК RastrWin генератор автоматически определяется программой

при задании в параметрах узла: генерации активной мощности (Рг),

заданного напряжения (V_зд) и пределов по реактивной мощности

генератора (Qmin и Qmax). При этом возможность потребления реактивной

мощности задаётся в столбце Qmin со знаком «-», а предельная возможность

выработки реактивной мощности Qmax задаётся со знаком «+».

Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

Для регулирования напряжения трансформаторами подстанций

предусмотрена возможность изменять коэффициент трансформации в

пределах 10 – 20 %. По конструктивному исполнению различают два типа

переключающих устройств:

• с регулированием без возбуждения (ПБВ), то есть для изменения

коэффициента трансформации трансформатор отключают от сети;

• с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

31

Устройство РПН дороже устройства ПБВ. Стоимость устройства мало

зависит от мощности трансформатора. Поэтому относительное удорожание

трансформатора с РПН будет значительно большим для трансформаторов

меньшей мощности. В связи с этим трансформаторы напряжением 6 – 20 кВ

большей частью выполняются с ПБВ, а трансформаторы напряжением выше

35 кВ с РПН [12].

Устройство РПН, как правило, устанавливают на обмотке высшего

напряжения по следующим причинам:

• на стороне высшего напряжения меньшие токи, поэтому устройство

имеет меньшие габариты;

• обмотка высшего напряжения имеет большее количество витков,

поэтому точность регулирования выше;

• по конструктивному исполнению обмотка высшего напряжения

является наружной (магнитопровод – обмотка низшего напряжения –

обмотка высшего напряжения). Поэтому ревизию устройства РПН выполнять

проще;

• устройство РПН располагают в нейтрали высшей обмотки. Обмотки

высшего напряжения соединяются в звезду, а обмотки низшего напряжения

соединяются в треугольник. Трехфазное регулирование проще выполнить на

обмотках, соединенных в звезду.

Необходимые уровни напряжения в сети не всегда можно обеспечить с

помощью только одних трансформаторов и АТ со встроенным

регулированием напряжения. В тех случаях, когда электроснабжение

осуществляется одновременно от обмоток АТ СН и НН, бывает необходимо

осуществлять регулирование напряжения в сетях обоих напряжений. Для

этой цели служат линейные регулировочные трансформаторы. Их установка

также позволяет осуществить регулирование без замены ранее

установленных нерегулируемых трансформаторов. [12]

Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать

поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и

32

подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах

не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100%

номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от

указанных уровней напряжения должны быть обоснованы [9].

Задание устройств регулирования напряжения трансформаторов в

RastrWin

При моделировании устройств регулирования напряжения

трансформаторов в RastrWin3 необходимо заполнить дополнительную

таблицу (анцапфы) сохранить её отдельным шаблоном (*.anc) и создать в

таблице Ветви ссылки на подготовленные модели устройств регулирования

напряжения.

Чтобы открыть таблицу нужно выбрать меню Открыть–Оптимизация-

Анцапфы (Рисунок 17).

Рисунок 17– Выбор таблицы Анцапфы.

В таблице «Анцапфы» необходимо задать следующие параметры [6]:

Nbd – номер типа регулирования трансформатора в базе данных;

Названия– его название (необязательно);

ЕИ – единицы измерения шага отпаек (% или кВ). Если это поле не

заполнено, предполагаются %, если в это поле занести любой символ,

отличный от % и пробела, будут предполагаться кВ;

+/– – порядок нумерации анцапф: «+» – анцапфы нумеруются, начиная

от максимальной положительной добавки, «–» – от максимальной

отрицательной (по умолчанию задается «+»);

33

Тип– тип регулирования. В растре при моделировании

трехобмоточных и авто трансформаторов можно установить 3 устройства

регулирования РПН, ПБВ, ВДТ.

Место-Регулирующие устройства могут устанавливаться на стороны

ВН и СН, а так же в нейтраль АТ. От него зависит по каким формулам будет

рассчитываться коэффициент трансформации и допустимые токи обмоток.

Кнейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой

добавкой), по умолчанию 1;

V(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;

V(рег) – напряжение регулируемой ступени;

Nanc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг – величина шага (% или кВ в зависимости от поля ЕИ).Порядок

следования пар Nанц – Шаг – от наибольшего минуса к наибольшему плюсу.

Пример заполнения таблицы Анцапфы для устройства РПН,

установленного в линии СН АТ 63000/220 с диапазонами регулирования ±

6х2% приведён на рисунке 18.

Рисунок 18 – Пример заполнения таблицы Анцапфы.

После задания таблицы Анцапфы в таблице Ветви выполняется ссылка

на номер строки в базе данных анцапф. Пример приведен на рисунке 19.

После выполнения такой ссылки изменение номера отпайки РПН

(N_анц) приводит к пересчёту коэффициента трансформатора ветви.

Изменением положения отпаек РПН добиваются заданного

напряжения на шинах СН или НН ПС.

34

Рисунок 19 - Выполнение ссылки в таблице Ветви на номер базы данных

анцапф.

Для уточнения расчётной модели - изменения допустимого тока

трансформатора от положения анцапфы заполнится таблица «Анцапфы_БД»

для всех возможных сочетаний анцапф. Для этого открывается таблица

Открыть- Трансформаторы - Анцапфы_БД– рисунок 20.

Рисунок 20 - Таблица «Анцапфы_БД».

В таблице «Анцапфы_БД» при включенной опции «Пересчет АТ/3х

обм. Трансформаторов (Транс.) в меню Расчёты/параметры/Режим при

каждом расчете режима пересчитываются все значения допустимых токов.

Единожды сформировав данную таблицу, пользователь может отключить

опцию пересчета трансформаторов и вручную изменить необходимые

параметры, тогда при расчете режима в таблицу «Ветви» попадут уже не

рассчитанные, а выставленные пользователем значения[6].

35

Если диапазона регулирования трансформаторов не хватает

регулирование напряжение может быть выполнено с помощью КРМ [4,5].

Устройства компенсации реактивной мощности

Устройства компенсации реактивной мощности предназначены для

выполнения задачи обеспечения качества электрической энергии по

напряжению путем поддержания заданных уровней напряжения в

контрольных точках сети. В определенных случаях, особенно для

межсистемных и системообразующих связей, при дальнем транспорте

электроэнергии к этим устройствам предъявляются также требования в

отношении обеспечения заданных пределов статической и динамической

устойчивости электроэнергетических систем, устойчивости нагрузки.

В RastrWin3 возможно можно моделировать несколько типов устройств

компенсации реактивной мощности:

- БСК (задаются в таблице Узлы шунтом B_ш со знаком – );

-ШР (задаются в таблице Узлы шунтом B_ш со знаком + );

- СК (задаются в таблице Узлы аналогично генераторам).

- Управляемые шунтирующие реакторы (УШР);

- Статические тиристорные компенсаторы (СТК);

- Статические компенсаторы реактивной мощности –СТАТКОМ.

При моделировании традиционных БСК и УШР рассчитывается шунт

устройства и заносится в таблице Узлы (в микросименсах) в строке

соответствующей месту установки этого устройства.

Для моделирования синхронных компенсаторов в узле необходимо

задать V_зд, а так же пределы изменения реактивной мощности (Q_min,

Q_max). Графа P_г при этом не заполняется.

Для моделирования специальных устройств компенсации реактивной

мощности необходимо открыть таблицу Открыть – Сил. Элек. – УШР/СТК

– рисунок 21.

36

Рисунок 21 - Таблица «УШР/СТК».

В таблице «УШР/СТК» необходимо задать следующие параметры

(параметры для УШР и СТК задаются одинаково) [6]:

N – номер устройства (уникальный идентификатор);

Название – название;

S – состояние (вкл/выкл);

N_узла – номер узла, к которому подключено устройство;

Тип – УШР/СТК или СТАТКОМ;

Snom – номинальная мощность

(Qном); Unom – номинальное напряжение;

Туст1 – тип уставки;

V – напряжение;

Q – реактивная мощность;

I – ток;

Tрег – единицы измерения диапазонов регулирования (% – от Snom, Q,

B (мксим + ин- дуктивный), X, I (+ индуктивный));

Мин – Мах – диапазоны регулирования (вне зависимости от задания

единиц измерения пределов регулирования внутри программы

используются пересчитанные эквивалентные проводимости (Bmin – Bmax));

37

Кст – статизм (%) (используется при задании уставки по напряжению).

Статизм должен быть ненулевым (обычно 5–10%).

Для СТАТКОМ задается:

Тип – СТАТКОМ;

Мин – Мах – диапазоны регулирования (вне зависимости от задания

единиц измерения пределов регулирования внутри программы

используются эквивалентные токи ( Imin – Imax));

Xsh – сопротивление СТАТКОМ (используется только для расчета

внутренней эдс);

Vрасч, Dрасч – расчетная эдс за сопротивлением Xsh. Таким образом,

СТАТКОМ отличается от УШР/СТК только поведением на пределах

регулирования.

Порядок моделирования этих устройств необходимо изучить

самостоятельно.


1. Проектируется часть ЭЭС. На шинах СН и НН моделируемой ПС

задаются активные и реактивные мощности, определённые по формулам:

0,3= ⋅н НтрР S ; (7)

0,4н нQ Р= ⋅ , (8)

где НтрS номинальная мощность трансформаторов.

2. Составляется схема замещения спроектированной электрической

сети, согласно варианту задания.

3. Определяются параметры схем замещения.

4. Создаётся модель для расчёта установившихся режимов в ПВК

RastrWin3.

5. Моделируются устройства регулирования напряжения для

трансформаторов и проверяется их достаточность в нормальном и

послеаварийном режиме (отключение одного из двух трансформаторов с

сохранение нагрузки на втором).

38

6. Если отклонения напряжений на шинах НН ПС выходят за

допустимые пределы необходимо добавить устройства КРМ для их

нормализации.




замещения с рассчитанными параметрами, таблицы «Узлы» «Ветви»,

«Трансформаторы», «Анцапфы_БД» «УШР/СТК» из ПВК RastrWin с

заданными параметрами и графическое представление электрической сети из

ПВК RastrWin (схема потокораспределения).

ВЫВОДЫ

В результате выполнения лабораторной работы закрепляются навыки

по моделированию различных устройств регулирования напряжения в ПВК

RastrWin.

ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ

1. Какими способами возможно осуществлять регулирование напряжения

в ЭЭС?

2. Какие устройства регулирования напряжения позволяет моделировать

ПВК RastrWin3?

3. Какие устройства компенсации реактивной мощности возможно

моделировать в RastrWin3?

4. Опишите принцип встречного регулирования.

39

Лабораторная № 4

РАСЧЁТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

НЕСКОЛЬКИХ КЛАССОВ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ В ПВК

RASTRWIN.

Цель работы: расчёт установившегося режима электрической сети

нескольких классов номинального напряжения в ПВК RastrWin.

ЗАДАНИЕ

Для схемы электрической сети приведённой в приложении 2, согласно

варианту задания:

1. Составить схему замещения. Рассчитать параметры схемы

замещения.

2. Составить модель для расчётов установившихся режимов в ПВК

RastrWin. Нагрузки рассчитать самостоятельно.

3. Оформить графическую схему потокораспределения расчёта

установившегося режима в ПВК RastrWin.

4. Выполнить расчёт нормального режима. Напряжения на шинах

низкого напряжения отрегулировать согласно закону встречного


5. Отключить наиболее загруженный элемент сети (линию или

трансформатор), оценить загрузку оборудования в послеаварийном режиме,

определить мероприятия, необходимые для ввода режима в допустимую

область.


Режимом работы ЭС называется ее состояние, определяемое

значениями мощностей, напряжений, токов, частоты, характеризующих

процесс производства, преобразования, передачи и распределения энергии и

называемых параметрами режима.

Целью электрического расчета сети является определение параметров

режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности

40

работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов

регулирования напряжения.

В зависимости от состояния электрической сети и генерирующего

оборудования среди установившихся режимов принято выделять [11,12]:

нормальные режимы, ремонтные режимы, утяжеленные (ухудшенные)

режимы, послеаварийные режимы.

В электрический расчет входят распределение активных и реактивных

мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной

мощностей в сети, а также расчет напряжений на шинах потребительских

подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы.

Согласно п. 5.31 [11] при выполнении расчетов установившихся

режимов решаются следующие задачи:

• проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного

уровня электропотребления;

• выбор схем и параметров сети;

• проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям

надежности электроснабжения;

• проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор

средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;

• разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению

потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;

• разработка мероприятий по повышению пропускной способности.

В ПВК RastrWin при задании модели сети все узлы разделяются на

нагрузочные (Нагр), генерирующие (Ген) и балансирующие (База). В данной

лабораторной работе определить тип каждого узла и его модель студенты

должны определить самостоятельно с условием, что в схеме должен быть

только один балансирующий узел.

Согласно методических рекомендаций по проектированию

энергосистем [11] при отсутствии исходных данных о параметрах

установившихся режимов следует опираться на следующие положения:

41

1. в питающих пунктах сети наибольшие расчетные напряжения при

отсутствии более точных данных рекомендуется принимать ниже

максимальных рабочих: на 1 % для сетей 500 кВ и выше и на 2,5 % для сетей

330 кВ и ниже;

2. расчетные напряжения на шинах генераторов электростанций в

режиме максимума нагрузки принимаются не выше 1,1 номинального

напряжения;

3. на шинах ВН подстанций в режиме максимума нагрузок

рекомендуются такие уровни напряжения, при которых на вторичной

стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение не будет

ниже 1,05 номинального в нормальных и не ниже номинального в

послеаварийных режимах;

4. в режиме минимума нагрузки напряжение на шинах ВН подстанций

35 - 220 кВ, как правило, не должно превышать более чем на 5 %

номинальное напряжение сети. Более высокое напряжение на стороне ВН

трансформаторов допускается при условии, что на шинах 6 - 10 кВ не будет

превышено номинальное;

5. в расчетах электрических сетей 35 - 220 кВ напряжение на шинах

СН и НН питающих подстанций при отсутствии исходных данных

рекомендуется принимать: для режима максимальных нагрузок -1,05

номинального, а для режима минимальных нагрузок - равное номинальному

напряжению сети.

В результате выполнения лабораторной работы необходимо получить

схемы потокораспределения для нормального и послеаварийного режима в

виде аналогично рисунку 22.



Для выполнения лабораторной работы необходимо: ПК с

установленными RastrWin 3 и любым инструментов для расчёта параметров

схем замещения.

42

Рисунок 22 – Пример схемы потокораспределения.


1. Выполняется расчёт параметров схем замещения для всех

элементов, приведённых на схеме. Нагрузки на шинах СН и НН

трансформаторов необходимо вычислить исходя из загрузки каждого

трансформатора на 60 %.

2. Составляется схема замещения для рассматриваемого участка сети.

3. Вводится расчётная модель электрической сети в ПВК RastrWin и

сохраняется в формате *.rg2.

4. Формируется графическая схема участка сети и сохраняется в

формате *.grf.

5. Задаётся балансирующий узел, генерирующие узлы (при наличии в

схеме генераторов).

6. Проводится расчёт установившегося режима. Выполняется анализ

напряжений в узлах НН. При необходимости выполняется регулирование

напряжений.

7. Оформляется отчёт по лабораторной работе.

43




замещения с рассчитанными параметрами (согласно действующего в АмГУ

ГОСТа по оформлению), таблицы «Узлы», «Ветви», «Анцапфы»,

«Трансформаторы», из ПВК RastrWin с заданными параметрами, и

графическую схему потокораспределения.

ВЫВОДЫ


практические навыки расчётов электрических режимов, составления схем

потокораспределения и регулирования напряжений в сети.


1. Закон встречного регулирования напряжения?

2. Способы задания узлов нагрузки?

3. Способы задания генераторных узлов?

4. Понятие балансирующего узла?

5. Понятие генераторного узла?

6. Расчёт коэффициентов трансформации в ПВК RastrWin?


АНАЛИЗ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПВК

RastrWin 3

Цель: изучение структуры потерь мощности и энергии и практическое

проведение анализа потерь мощности в электрической сети.

ЗАДАНИЕ

Для заданной по варианту схемы электрической сети (приложение 2):


замещения.

2. Составить модель для расчётов установившихся режимов в ПВК

RastrWin.

44


установившегося режима.

4. Выполнить расчёт нормального режима. Напряжения на шинах

низкого напряжения отрегулировать согласно закону встречного


5. Выполнить расчёт потерь активной и реактивной мощностей в

рассматриваемой сети, провести анализ эффективности работы

электрической сети.

КРАТКАЯ ТЕОРИЯ

Показателем, отражающим эффективность работы ЭЭС, является

величина потерь активной мощности, а именно их доля от вырабатываемой

или передаваемой мощности.

По мнению международных экспертов в области энергетики

относительные потери электроэнергии при ее передаче в электрических сетях

не должны превышать 4%. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно

считать максимально допустимыми [4].

Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют как

разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной

из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной

природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер,

расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на

подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности

фиксации электроэнергии приборами ее учета и хищения электроэнергии,

неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т. п.[4].

На основании уровня потерь электроэнергии можно сделать выводы о

необходимости и объеме внедрения энергосберегающих мероприятий.

Расчеты потерь электроэнергии в сетях проводят для решения задач,

которые можно разделить на две группы: внутриобъектные технико-

экономические задачи и внешнеэкономические задачи, связанные с

45

взаимодействием с внешними государственными и вышестоящими

ведомственными организациями.

К внутриобъектным задачам относятся задачи повышения

экономичности функционирования объекта, осуществляемые самим

персоналом, эксплуатирующим объект: выявление очагов потерь, разработка

мероприятий по их снижению, создание системы стимулирования персонала

и т. п.

К внешнеэкономическим задачам относятся задачи обоснования уровня

потерь для формирования тарифов на электроэнергию.

Для решения внутриобъектных задач требуется максимально воз-

можная детализация расчетов с определением потерь в каждом элементе

сети, выявлением зон повышенных технических и коммерческих потерь,

технико-экономической оценкой целесообразности проведения конкретных

мероприятий для их снижения.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным

критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам

напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. д.

Для целей нормирования потерь целесообразно использовать

укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены

на составляющие, исходя из их физической природы и методов определения

их количественных значений. Исходя из этого критерия, фактические потери

могут быть разделены на четыре составляющие[4]:

2) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими

процессами, происходящими при передаче электроэнергии и

выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в

элементах сетей. Технические потери не могут быть измерены. Их значения

получают расчетным путем на основе известных законов электротехники;

3) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций,

необходимый для обеспечения работы технологического оборудования

подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход

46

электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется

счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;

4) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными

погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери

получают расчетным путем на основе данных о метрологических

характеристиках и режимах работы используемых приборов;

5) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии,

несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми

потребителями и другими причинами в сфере организации контроля над

потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного

математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны

автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими

(отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих.

В настоящее время расход электроэнергии на собственные нужды

подстанций отражается в отчетности в составе технических потерь, а потери,

обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, - в составе

коммерческих потерь.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь

обусловлены технологическими потребностями процесса передачи

электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и

отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином

технологические потери. Четвертая составляющая, коммерческие потери,

представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя

все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми

абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление

энергии мимо счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счет-

чиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым

точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой

принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п. [4]

47

В ПВК RastrWin3 для анализа потерь по номинальным напряжениям

используется таблица Потери (меню Открыть – Потери, номинальные

напряжения необходимо завести вручную). Таблица имеет вид, показанный

на рисунке 23.

Рисунок 23 – Таблица «Потери» в ПВК RastrWin3.

С помощью данной таблицы можно определить следующие виды

потерь:

- суммарные потери в сети (столбец dP);

- нагрузочные потери в ЛЭП (dP_ЛЭП);

-нагрузочные потери в трансформаторах(dP_Tp-p);

- постоянные потери в ЛЭП (Корона);

-потери холостого хода в трансформаторах(ХХ_Тран);

- потери в шунтах узлов(dP_Ш-нт ).

Результаты анализа потерь удобно представлять в виде круговых

диаграмм или гистограмм. При этом в рамках круговой диаграммы

необходимо брать только активные потери или только реактивные потери. На

гистограмме удобно сопоставить абсолютные значения потерь активной и

реактивной мощности в различных жлементах схемы.

Для получения структуры потерь по схеме в целом или по некоторому

району сетей (РЭСу) целесообразно использовать таблицу Районы в меню

Открыть/Районы/Районы.

Для этого во вкладке Открыть/Районы/Районы задаётся номер района

(обычно 1). В таблице Узлы в столбце Район для каждого узла присваивается

номер района, заданного в таблице Районы.

После расчёта режима в таблице Районы отображаются составляющие

технических потерь с разбивкой по линиям трансформаторам и т.д.

48

Пример таблицы «Районы» приведён на рисунке 24

Рисунок 24– Таблица «Районы».




замещения с рассчитанными параметрами (согласно ГОСТ АмГУ по

оформлению), таблицы «Узлы», «Ветви», «Потери» и «Районы»

графическую схему потокораспределения из ПВК RastrWin, а так же

построенные по результатам расчёта потерь диаграммы, характеризующие

состав потерь активной и реактивной мощности в рассматриваемой сети.

Выполнить анализ потерь по построенным диаграммам.

ВЫВОДЫ


практические навыки выполнения расчётов потерь мощности и их анализа.


1. Назначение расчета и анализа потерь мощности?

2. Виды потерь мощности?

3. На какие виды можно разделить потери по критерию: характер

потерь? Опишите эти виды.

4. Какие виды потерь позволяет определить ПВК RastrWin?

49


АНАЛИЗ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ.

Цель работы: определение предельного перетока активной мощности по

статической устойчивости в заданном сечении в ПВК RastrWin.

ЗАДАНИЕ

Для схемы электрической сети приведённой на рисунке 25:


замещения.

2. Составить расчётну модель для расчётов установившихся режимов в

ПВК RastrWin.


установившегося режима в ПВК RastrWin.

4. Выполнить расчёт нормального режима.

5. Выбрать не менее двух сечений, для которых будет выполняться

утяжеление (по заданию преподавателя).

6. Выполнить процедуру утяжеления с учётом и без учёта ограничений

по напряжению, току и активной мощности станции.

7. Сделать выводы о том, что является определяющим фактором

максимально допустимого перетока мощности в каждом сечении.


Статическая устойчивость - это способность системы

восстанавливать исходный (или близкий к исходному) режим после малого

его возмущения. Предел статической устойчивости представляет собой максимальную

мощность, которую можно передавать в установившихся режимах без потери

синхронизма. На величину предела статической устойчивости влияет не

только сопротивление линий (пропорциональное расстоянию), но и

напряжение линий передачи и сопротивления генераторов, трансформаторов

и других элементов системы.

50

Рисунок 25 – Однолинейная схема электрической сети.

51

Определение предельного перетока активной мощности по статической

устойчивости определяется путём утяжеления исходного установившегося

режима. При утяжелении режима производится расчет серии установившихся

режимов при изменении параметров в соответствии с заданной траекторией

утяжеления. Критерием нахождения предельного режима является сходимость

расчета режима. Дополнительным критерием нахождения предельного режима

может служить достижение экстремума (максимума или минимума) по

отмеченным контролируемым величинам (мощности по сечениям, потерям,

напряжениями и т.д.).

Процедура, называемая утяжелением режима заключается в следующем:

1. Задается множество узлов, в которых будет осуществляться изменение

параметров режима (изменение нагрузки, генерации, модуля напряжения для

регулируемых узлов, угла напряжения для балансирующих узлов), со значениями

их приращений. Это множество называется траекторией утяжеления;

2. Проводится серия расчетов режимов при последовательном изменении

утяжеляемых параметров на заданную величину;

3. При аварийном окончании одного из расчетов осуществляется

возврат к последнему из сбалансированных режимов, и следующее приращение

выполняется на величину в два раза меньшую предыдущей (деление шага

пополам). Последняя процедура повторяется до тех пор, пока не будет достигнут

предельный режим с заданной точностью.

Для задания узлов, в которых осуществляется изменение параметров, может

использоваться траектория по районам. В этом случае прирост мощности

разбивается по узлам района пропорционально их доле в нагрузке района. В

программе предусмотрено два типа утяжеления: быстрое и стандартное (задается в

параметрах утяжеления Расчет – Параметры–Утяжеление) [6].

При быстром утяжелении изменение параметров узлов осуществляется во

внутреннем цикле расчета режима. Поэтому предельный режим получается

наиболее быстро. Но при быстром утяжелении критерием нахождения

52

предельного режима может быть только сходимость расчета установившегося

режима (нельзя определить экстремум по контролируемым величинам). Так же

при быстром утяжелении нельзя отследить изменение параметров в ходе

утяжеления.

При стандартном утяжелении процесс расчета разбит на шаги, каждый из

которых соответствует сбалансированному промежуточному режиму. После

выполнения каждого шага возможно автоматическое занесение значений

контролируемых величин в соответствующую таблицу, что позволяет отследить

их изменение. Так же после каждого шага может быть выполнен заданный макро,

что позволяет дополнить траекторию утяжеления различными условными

параметрами (например, отключить шунт, если напряжение в выбранных

точках меньше заданной величины и т.п.). [6].

Порядок выполнения утяжеления в ПВК RastrWin3:

1. Задание траектории утяжеления производится в таблицах Траектория -

Приращения_Узлы (рисунок 26).

Рисунок 26 – Траектория утяжеления в ПВК RastrWin3.

Необходимо задать шаг утяжеления по узлам (в лабораторной работе

рекомендуется брать 10 МВт) :

53

- в нагрузочном узле – dP_наг;

- в генераторном узле – dP_ген.

Перед выполнением следующих пунктов нужно обязательно пересохранить

режим.

2. С помощью меню Расчёты – Параметры – Утяжеление меняются

ограничения при утяжелении (рисунок 27). Для этого необходимо поставить

галочки напротив соответствующего ограничения:

2.1 Стандартные параметры (без галочек);

2.2 Ограничение по напряжению, току и мощности (U, I, P);

2.3 Ограничение только по напряжению;

2.4 Ограничение только по току;

2.5 Ограничение только по мощности.

Перед выполнением каждого из этих пунктов нужно загружать исходный

режим. Запуск утяжеления осуществляется кнопкой на панели

инструментов RastrWin3.

Рисунок 27- Параметры утяжеления в ПВК RastrWin3.

Также в ПВК RastrWin3 возможно построение графиков контрольных

величин по результатам выполнения утяжеления. Для этого необходимо запустить

команду Расчет–Контр-е величины–График (рисунок 28).

54

Рисунок 28- Вызов команды график для контролируемых величин.

Далее в контекстном меню выбираем контрольные величины (оси графика),

динамику которых нам необходимо наблюдать (рисунок 29).

Рисунок 29- Задание значений по осям X и Y.

Затем в автоматическом режиме происходит построение графика и вывод его

на экран. Пример графика приведён на рисунке 30.

Рисунок 30- График утяжеления для узла 40 (контроль по U).

55


ПРОВЕДЕНИИ РАБОТЫ.

В отчёте по лабораторной работе необходимо представить схему замещения

с рассчитанными параметрами (согласно ГОСТ АмгУ по оформлению), таблицы

«Узлы», «Ветви», «Приращения_Узлы», графики утяжеления по контрольным

величинами и схему потокораспределения соответствующую предельному режиму

из ПВК RastrWin, с выделенной градиентом самой загруженной линией.

ВЫВОДЫ

В результате выполнения лабораторной работы закрепляются практические

навыки выполнения утяжеления и его анализа.


1. Назначение и особенности расчета утяжеления?

2. Что такое статическая устойчивость?

3. Понятие утяжелённого режима?

4. Для чего при утяжелении режима применяются ограничения?

5. Как выбираются сечения, для которых будет выполняться утяжеление?


ВЫПОЛНЕНИЕ ВАРИАНТНЫХРАСЧЕТОВ В ЭЭС С ПОМОЩЬЮ

RasrtWin3

Цель работы: получение практических навыков выполнения вариантных расчётов

в ПВК RastrWin.

ЗАДАНИЕ

Для схемы электрической сети приведённой на рисунке 25.

Составить схему замещения. Рассчитать параметры схемы замещения.

1. Составить расчётную модель для расчётов установившихся режимов в

ПВК RastrWin.

2. Оформить схему потокораспределения в ПВК RastrWin.

3. Выполнить расчёт нормального режима.

56

4. Выполнить вариантные расчёты и построить график изменения

анализируемой величины согласно варианту задания, приведённого в таблице 3.

5. Сделать выводы по результатам проведённых расчётов.

Таблица 3 - Задание для лабораторной по вариантным расчётам.

№ Задача (Рекомендуемые контролируемые величины) - КВ

Использовать вкладку

1 2 3 4 1 Построить с помощью вариантных расчётов

зависимость потерь активной и реактивной мощности в сети от напряжения в генераторном узле

ΔР, V_зд Узел VQlim Или

Узел BGш 2 Определить наиболее тяжёлый послеаварийный режим

при отключении одной линии (определить наиболее загруженную ветвь в режиме N-1 )

Ток контролируемых ветвей, загрузка контролируемых

ветвей

Ветвь сост.

3 Определить зависимость напряжения на ПС1 при изменении коэффициента трансформации

автотрансформатора

V, Кт Ветвь Кт/Nанц

4 Построить зависимость потерь в сети при изменении нагрузки на ПС2

ΔР, Р_наг(Q_наг)

Ветвь PQ_наг

5 Определить изменение напряжения при изменении сечения провода линии (Изменение активного

сопротивления)

V, R Ветвь RXB.

6 Определить, как изменятся потери мощности при отключении подстанций, системы, генераторов.

ΔР Узел сост.

7 Построить зависимость напряжения на ПС2 при изменении генерации мощности в узле 1

V, Р_ген(Q_ген) Ветвь PQ_ген

8 Определить изменение тока в ветви ЛЭП3 при изменении заданного модуля напряжения генератора

Ток контролируемых

ветвей, V_зд

Узел VQlim

9 Построить с помощью вариантных расчётов зависимость потерь активной и реактивной мощности в

сети от напряжения в генераторном узле

ΔР, V_зд Узел BGш

10

Построить зависимость потерь активной и реактивной мощности в сети при изменении нагрузки на ПС2

ΔР, Р_наг Узел PQнаг

11

Определить изменение напряжения при изменении сечения провода линии(Изменение индуктивного

сопротивления)

V, X Ветвь RXB.

12

Построить зависимость напряжения на ПС1 при изменении генерации мощности на генераторе

Узел PQген

13

Определить зависимость напряжения на ПС2 при изменении коэффициента трансформации

автотрансформатора

V, Кт Ветвь Кт/Nанц

57

Продолжение таблицы 3 1 2 3 4 14

Определить изменение тока в ветви ЛЭП2 при изменении заданного модуля напряжения генератора

Ток контролируемых

ветвей, V_зд

Узел VQlim

15

Показать зависимость тока, протекающего по ЛЭП 3 при увеличении нагрузки

deltaР_наг, Ток контролируемых

ветвей

Узел deltaPQнаг

16

Показать зависимость тока, протекающего по ЛЭП 3 при изменении генерации мощности на генераторе

deltaР_ген, Ток контролируемых

ветвей

Узел deltaPQген

17

Показать зависимость тока, протекающего по ЛЭП 2 при увеличении нагрузки 4


ветвей


18

Определить изменение напряжения при изменении сечения провода линии(Изменение емкостной

проводимости)

V, B Ветвь RXB.

19

Показать зависимость тока, протекающего по ЛЭП 1 при увеличении нагрузки 2


ветвей


20

Построить зависимость потерь активной и реактивной мощности в сети при изменении нагрузки на ПС1

ΔР, Р_наг Узел PQнаг


Вариантные расчёты в RastrWin являются инструментом, аналогичным

программированию: по заранее известному алгоритму выполняется

последовательное изменение параметров сети или параметров режима. Это

позволяет упростить и ускорить выполнение однотипных операций.

Назначение вариантных расчётов следующее:

1. Обработка заявок на отключение линий электропередачи и блоков. Во

многих случаях анализ заявок должен быть выполнен оперативно, поэтому заранее

рассчитывают серии наиболее важных коммутаций, чтобы при поступлении той или

иной заявки можно было практически мгновенно определить мероприятие по

изменению режима.

2. Выбор уставок элементов системной автоматики аварийных режимов:

устройства отключения генераторов и нагрузок, противоаварийной автоматики

асинхронного хода и др.

3. Анализ режимов работы электрических систем на предстоящий сезон

58

(зависит от времени года, режима работы отдельных станций и др.).

4. Расчеты предельных режимов.

5. Вариантные расчеты при проектировании развития ЭС.

Алгоритм выполнения вариантных расчётов, в RastrWin 3 следующий [6].

1. Задаются контрольные величины, которые необходимы для

дальнейшего расчёта и анализа. Для этого нужно поставить курсор на

необходимую величину в таблице Узлы, Ветви и др., правой кнопкой мыши

вызвать контекстное меню, выбрать Добавить в КВ (рисунок 31);

Рисунок 31 – Добавление величины в КВ.

2. Задаются изменяемые величины (отключаемые элементы нагрузки,

мощности компенсирующих устройств). Для этого в меню Открыть/Вариант.р-ты

заполняются таблицы «Варианты_Название» и «Варианты_Содержание» (рисунок

32).

В таблице «Варианты_Название» задаётся нумерация, названия и состояния

варианта. Здесь необходимо задать уникальный номер варианта, и название

данного варианта (рисунок 32).

Таблица «Варианты_Содержание» (рисунок 33) используется для описания

изменений, вносимых в режим. В этой таблице нужно задать номер варианта, из

таблицы «Варианты_Название», тип изменения (отключение линии, изменение

параметров и и т.д.) и значение изменяемых параметров.

59

Рисунок 32 –Открытие таблиц Варианты_Название и Варианты_Содержание.

Рисунок 33 – Таблица Варианты_Название.

В таблице Варианты_Содержание Ny/N_нач – номер узла или номер

начала линии, N_кон – номер конца линии, в которых осуществляются изменения.

Значения изменяемых параметров заполняется в столбцах Значение1, Значение2

или Значение3. Изменяемый параметр при выполнении вариантных расчётов

задаётся в столбце Тип (рисунок34).

60

Рисунок 34 – Таблица «Варианты_Содержание».

Пример изменения нагрузки и мощности батареи конденсаторов в узле 11 в

таблице Варианты_Содержание показан на рисунке 35.

Рисунок 35 – Макрос вариантных расчётов.

3. Выполняется вариантный расчёт. В меню Расчеты – Выполнить

выбирается макрос Вариантные расчеты (рисунок 35). При запуске макрос

61

запрашивает имя файла базового режима, а затем путь, по которому следует

сохранить файлы вариантных расчетов.

Возможности, заложенные в программе RastrWin по выполнению

вариантных расчётов, подробно описаны в [6] и представлены таблице 4.

Таблица 4 – Правила изменения полей при выполнении вариантных расчётов в

RastrWin 3.

Тип изменения Описание Значения

1 2 3

Ветвь сост. Отключение или включение ветви Значение1=0 - Отключить Значение1=1 - Включить

Ветвь РХВ Изменение параметров ветви Значение1- R Значение2- X Значение3- B

Ветвь Кт/Nанц Изменение Кт или №_анцапфы Значение1 - Кт Значение2 - N_анц

Ветвь N_реакт Изменение числа реакторов на линии Значение1- Nр-р_нач Значение2- Nр-р_кон

Узел сост. Отключение или включение узла Значение1=0 - Отключить Значение1=1 - Включить

Узел РQнаг Изменение нагрузки узла Значение1- Р_наг Значение2 - Q_наг

Узел РQген Изменение генерации узла Значение1- Р_ген Значение2 - Q_ген

Узел VQIim Изменение заданного модуля и диапазонов реактивной мощности

Значение1 – V_зд Значение2 – Q_min Значение3 – Q_max

Узел ВGш Изменение параметров шунта в узле (постоянная часть) Значение1 - V_зд

Узел N_реакт Изменение числа реакторов в узле Значение1 - Nр-р

Узел deltaРQнаг Увеличение нагрузки узла на заданную величину

Значение1 -deltaР_наг Значение2 - deltaQ_наг

Узел deltaРQген Увеличение генерации узла на заданную величину

Значение1 -deltaР_ген Значение2 - deltaQ_ген

Ген. сост. Отключение или включение генератора Значение1=0 - Отключить Значение1=1 – Включить

62


1 2 3

Ген. P&Iim Изменение мощности генератора Значение1 - P

Значение2 –P_min Значение3 – P_max

Ген. Qlim Изменение пределов реактивной мощности генератора

Значение1 - Q_min Значение2 - Q_max


1. Выполняется расчёт параметров схемы замещения.

2. Формируется расчётная схема в ПВК RastrWin для установившихся

режимов.

3. Проводится расчёт установившегося режима. При необходимости

выполняется регулирование напряжений.

4. По индивидуальному варианту Выполняются вариантные расчеты,

проводится анализ эффективности изменений, делаются выводы.

5. Оформляется отчёт по лабораторной работе.



В отчёте по лабораторной работе необходимо представить схему замещения

с рассчитанными параметрами (согласно ГОСТ по оформлению), таблицы «Узлы»,

«Ветви», «Варианты_Название», «Варианты_Содержание», и графики изменения

контролируемых величин.

ВЫВОДЫ

В результате выполнения лабораторной работы закрепляются практические

навыки выполнения вариантных расчётов и их анализа.


1. Назначение вариантных расчётов?

2. Опишите алгоритм выполнения вариантных расчетов в RastrWin3.

63


РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ПВК RASTRWIN.

Цель работы: ознакомление с порядком расчёта токов короткого замыкания

в ПВК RastrWin3 (RastrKZ).

ЗАДАНИЕ

Для обобщённой схемы, приведённой на рисунке 33, по параметрам,

приведёнными в таблице 5, согласно заданного варианта выполнить следующее:

1. Подготовить однолинейную схему электрической сети.

2. Составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой

последовательностей и рассчитать их параметры. При расчёте принять, что

нейтрали ВН всех трансформаторов Т на электростанции и АТ на приёмной ПС

заземлены.

3. Смоделировать заданную сеть для расчёта токов КЗ в RastrWin 3.

4. Рассчитать симметричные и все возможные несимметричные токи КЗ

(предусмотренные программой) в точке согласно задания.

5. В ПВК RastrWin 3 создать графическую схему с результатами расчёта

токов КЗ.

АТС

ТG WK K2 3K1

Точка К1 – шины НН станции; Точка К2 – шины ВН станции;

Точка К3 – шины ВН АТ.

Рисунок 33 – Расчётная схема сети.

64

Таблица 5 – Исходные данные для выполнения лабораторной работы по расчёту ТКЗ в ПВК RastrWin 3.

№ в

ариа

нта Параметры электрической станции Параметры ЛЭП Параметры приёмной

подстанции

Параметры системы

Ном

ер т

очки

КЗ

для

расч

ёта

Кол

-во

гене

рато

ров

Тип

гене

рато

ров

Кол

ичес

тво

тран

сфор

мато

ров

Тип Трансформаторов

Марка провода

Дли

нна

ЛЭ

П,

км Кол-во

цепей ЛЭП

Кол

-во

АТ

Тип АТ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 1 ТГВ-500-4УЗ 1 ТЦ-630000/220 АС

300/67 0 2 АТДЦТН-250000/220/110

Sкз=400 МВА

1 Uном=110 кВ

2 1 ТВВ-220-2ЕУЗ 1 ТДЦ-250000/220 АС

240/39 9 2 АТДЦТН-250000/220/110

Sкз=300 МВА 2 Uном=110 кВ

3 1 ТВМ-300-УЗ 1 ТДЦ-400000/220 АС 300/67 5 2 АТДЦТН-

200000/220/110 Sкз=250 МВА

3 Uном=110 кВ

4 1 ТВФ-120-2УЗ 1 ТДЦ-125000/330 2 × AС

240/32 5 1 АТДЦТН-125000/330/110

Sкз=100 МВА 3 Uном=110 кВ

5 1 СВ-1260/235-60Т 1 ТДЦ-250000/220 АС

240/32 7 2 АТДЦТН-250000/220/110

Sкз=300 МВА

2 Uном=110 кВ

6 1 СВ-1500/175-84 1 ТДЦ-200000/220 АС

240/39 0 2 АТДЦТН-200000/220/110

Sкз=400 МВА

1 Uном=110 кВ

7 2 СВ-850/120-60 2 ТРДН-40000/110 АС

240/56 1 2 АТДЦТН-125000/220/110

Sкз=250 МВА

1 Uном=220 кВ

65

Продолжение таблицы 5 1 2 3 4 5 6 7

7 8 9 10 11 12

8 1 СВ-1100/250-36У4 1 ТДЦ-

400000/22073У1 4хАС 400/64

65 2 АОДЦТН-

267000/750/220 Sкз=2000 МВА К2 Uном=750 кВ

9 1 ТВФ-63-2УЗ 1 ТРДН-63000/110 АС 240/56

25 2 АТДЦТН-

63000/220/110 Sкз=400 МВА К1 Uном=220 кВ

10 1 ТВВ-220-2ЕУЗ 1 ТДЦ-250000/220 АС 240/39

48 2 АТДЦТН-

250000/220/110-75У1 Sкз=300 МВА

К1 Uном=110 кВ

11 1 СВФ-1690/175-64 1 ТЦ-630000/500 3 × AС

300/66 8

5 1 АТДЦН-500000/500/220

Sкз=2500 МВА К2

Uном=220 кВ

12 1 ТГВ-800-2УЗ 1 ТЦ-1000000/500 3 × AС 400/51

90 1 АОДЦТН-

417000/750/500 Sкз=2000 МВА К2 Uном=750 кВ

13 3 ТВВ-800-2ЕУЗ 3 ТЦ-1000000/500 3 × AС 500/64

78 2 АОДЦТН-

417000/750/500 Sкз=2500 МВА


14 1 ТВФ-120-2УЗ 1 ТДЦ-125000/330 2 × AС 240/32

38 1 АТДЦТН-

125000/330/110 Sкз=300 МВА


15 1 СВ-1190/250-48 1 ТДЦ-250000/330 2 × AС 400/51

42 1 АТДЦТН-

250000/330/150 Sкз=400 МВА К3 Uном=150 кВ

16 1 СВ-1436/200-80УХЛ4 1 ТДЦ-250000/500 3 × AС

400/51 6

5 1 АТДЦТН-250000/500/110

Sкз=2500 МВА К3 Uном=110 кВ

17 1 СВФ-830/225-28 1 ТДЦ-400000/500 3 × AС 400/51

75 1 АОДЦТН-

417000/750/500 Sкз=2000 МВА К2 Uном=750 кВ

18 1 СВ-808/130-

40У4 1

ТРДЦН-63000/110

АС 240/56

35

2 АТДЦТН-

63000/220/110 Sкз=300 МВА К1

66


2 3 4 5 6 7

8 9

10 11 12

1 СВ-850/190-40 1 ТРДЦН-

100000/220 АС 240/32

9 1

АТДЦТН-

125000/220/110

Sкз=300 МВА

Uном=110 кВ 2

20 1 ТВФ-120-2УЗ 1

ТРДЦН-

125000/110 АС 240/56

3 2

АТДЦТН-

125000/220/110

Sкз=450 МВА

3 Uном=220 кВ

21 1 ТВВ-160-2ЕУЗ 1 ТДЦ-200000/220 AС 300/39

5 2

АТДЦТН-

200000/220/110

Sкз=300 МВА

3 Uном=110 кВ

22 1 ТВФ-63-2ЕУЗ 1

ТРДЦН-

63000/110 AС 185/24

0 2

АТДЦТН-

63000/220/110

Sкз=400 МВА

2 Uном=220 кВ

23 1

СВ-1490/170-

96УХЛ4 1 ТДЦ-125000/110 AС 120/27

5 2

АТДЦТН-

125000/220/110

Sкз=300 МВА

1 Uном=220 кВ

24 1 СВ-660/165-32 1 ТДЦ-80000/220 АС 240/32

5 2

АТДЦТН-

125000/220/110

Sкз=400 МВА

2 Uном=110 кВ

25 2 ТВФ-120-2УЗ 2 ТРДЦН-125000/110 АС 240/56

6 2

АТДЦТН-

125000/220/110

Sкз=450 МВА

3 Uном=220 кВ

67


Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора и проверки

электрооборудования по условиям короткого замыкания; для выбора уставок и

оценки возможного действия релейной защиты и автоматики; для определения

влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии

связи; для выбора заземляющих устройств.

При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:

1) сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов

синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей, если

продолжительность КЗ не превышает 0,5 с;

2) ток намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов;

3) насыщение магнитных систем электрических машин;

4) поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением

110–220 кВ, если их длина не превышает 200 км, и напряжением 330–500 кВ,

если их длина не превышает 150 км.

Расчет периодической составляющей тока КЗ допускается производить,

не учитывая активные сопротивления элементов электроэнергетической

системы, если результирующее эквивалентное сопротивление относительно

точки КЗ не превышает 30% результирующего эквивалентного индуктивного

сопротивления.

Схема замещения электроэнергетической системы представляет собой

совокупность схем замещения ее отдельных элементов, соединенных между

собой в той же последовательности, что и на расчетной схеме.

Для проведения расчётов ТКЗ необходимо иметь расчётную схему

электрической сети рассматриваемой энергоситемы. На основе расчетной

схемы составляют схему замещения электроэнергетической системы.

Составление схемы замещения и расчёт её параметров выполняется в

соответствии с РД 153-34.0-20.527-98 [10].

68

Программный комплекс RastrKZ (в составе Rastr 3) предназначен для

расчета токов коротких замыканий и несимметричных режимов.

В настоящее время в Rastr 3реализованы следующие функции [6, 8]:

• Расчет металлических КЗ 1, 2, 3, 1.1, одно и многократных;

• Учет взаимоиндукции линий;

• Учет мнимых коэффициентов трансформации;

• Расчет влияния размыкания линий на ТКЗ и шунты;

• Ускоренный расчет повреждений без рефакторизации матрицы

проводимости;

• Расчет шунта для моделирования КЗ в расчете установившегося

режима и электромеханическом переходном процессе;

• Расчет тока в грозотросе ЛЭП.

В данной лабораторной работе рассматривается только расчёт токов КЗ в

начальный момент времени при симметричном и несимметричных КЗ.

Для выполнения расчётов необходимо составление схемы замещения и

расчёт её параметров. Параметры элементов схем замещения в ПВК RastrWin 3

задаются в именованных единицах (Ом, кВ) без приведения значений

параметров расчетных схем к одной ступени напряжения сети и с учетом

фактических коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и

автотрансформаторов.

При расчете начального значения периодической составляющей тока

трехфазного КЗ (IП0) должны быть учтены все синхронные генераторы и

компенсаторы, а также синхронные и асинхронные электродвигатели

мощностью 100 кВт и более, если эти электродвигатели не отделены от точки

КЗ токоограничивающими реакторами или силовыми трансформаторами. В

автономных системах при расчетах токов КЗ следует учитывать и

электродвигатели мощностью менее 100 кВт, если их доля в суммарном токе

КЗ составляет не менее 5%.

69

На первом этапе расчета на основе принципиальной схемы

электроэнергетической системы составляют расчетную схему. На ней в

однолинейном изображении показывают источники электроэнергетической

системы, точки КЗ и все силовые элементы, по которым возможно протекание

тока КЗ.

Для синхронных генераторов и электродвигателей, которые до КЗ

работали с перевозбуждением, сверхпереходную ЭДС (фазное значение) в

киловольтах следует определять по формуле (9):

( ) ( ) ,cosxIsinxIUЕ 20d0

20d00фф ϕϕ ⋅′′⋅+⋅′′⋅+=′′

(9)

где 0фU – фазное напряжение на выводах машины в момент,

предшествующий КЗ, кВ;

0I – ток статора в момент, предшествующий КЗ, кА;

0ϕ – угол сдвига фаз напряжения и тока в момент, предшествующий КЗ,

град.

Для синхронных генераторов и электродвигателей, работавших до КЗ с

недовозбуждением, сверхпереходную ЭДС следует определять по формуле 10:

( ) ( ) .cosxIsinxIUЕ 20d0

20d00фф ϕϕ ⋅′′⋅+⋅′′⋅−=′′

(10)

Для синхронных компенсаторов, работавших до КЗ с перевозбуждением,

,xIUЕ d00фф ′′⋅+=′′ (11)

Для синхронных компенсаторов, работавших до КЗ с недовозбуждением

.xIUЕ d00фф ′′⋅−=′′ (12)

70

Для асинхронных электродвигателей сверхпереходную ЭДС следует

определять по формуле 13:

( ) ( ) .cosxIsinxIUЕ 200

2000фф ϕϕ ⋅′′⋅+⋅′′⋅−=′′

(13)

Для эквивалентного источника (системы):

0ффф UЕЕ ==′′ . (14)

Для эквивалентной нагрузки:

0фф U85,0E ⋅=′′ . (15)

Если параметры режима, предшествующего КЗ, не заданы, то принимают,

что до КЗ электрические машины работали в номинальном режиме.

Наиболее часто встречающиеся расчетные схемы элементов

электроэнергетической системы и выражения для расчетов сопротивлений их

схем замещений приведены в таблице 6.

Для расчета токов при несимметричных КЗ используется метод

симметричных составляющих. При этом кроме схемы замещения прямой

последовательности для расчета двухфазного КЗ необходимо составить схему

замещения обратной последовательности, а для расчета однофазного и

двухфазного КЗ на землю - также схему замещения нулевой

последовательности.

Схема замещения обратной последовательности по конфигурации

аналогична схеме замещения прямой последовательности, т.е. в ней должны

быть представлены все элементы исходной расчетной схемы.

71

Таблица 6– Расчетные схемы и параметры расчетных схем элементов прямой последовательности Наименование

элемента Схема замещения Расчётная схема

Сопротивления элементов

1 2 3 4

Генератор

(синхронный

компенсатор)

( )ном

номномdd S

Uxxx2

⋅′′=′′= ∗

Синхронный

двигатель

( ) ;

SUxxx

ном

номномdd

2⋅′′=′′= ∗

( ) ( )2пускпускпуск

номd IМ1I

1x ∗∗

∗∗ −⋅=′′

Асинхронный

двигатель

( )

( )

100cos

PS;К1x

;SUxxx

ном

номном

Пном

ном

2ном

ном

ηϕ ⋅==′′

⋅′′=′′=

∗

∗

E xd

Exd

Ex

G

MS

M

72

Продолжение таблицы 6 1 2 3 4

Эквивалентная нагрузка

ном

2ном

SU35,0xx ⋅=′′=

Эквивалентный источник (система)

ном.от к

ном

I3Ux⋅

= или ( )ном

2ном

ном SUxx ⋅= ∗

Двухобмоточный трансформатор

ном

2номк

SU

100ux ⋅=

Трехобмоточный

трансформатор

(автотрансформатор)

ВН

НН

АТСН

СНВН

НН

Т

( )

( )

( )ном

2номкВСкСНкВН

Н

ном

2номкВНкСНкВС

С

ном

2номкСНкВНкВС

B

SU

100uuu5,0x

SU

100uuu5,0x

SU

100uuu5,0x

⋅−+

=

⋅−+

=

⋅−+

=

Ex

x

x

x

xВ

Н

С

TВННН

Sн

E x C

73


1 2 3 4

Двухобмоточный трансформатор с

обмоткой НН, расщепленной на

две части

ВН

НН1 НН2

Т

номВН

2номкВН

2Н1Н

номВН

2номкВН

В

SU

100u75,1xx

SU

100u125,0x

⋅⋅

==

⋅⋅

=

Двухобмоточный трансформатор с

обмоткой НН, расщепленной на

n ветвей

Вx

HnxН1x

Н2x

1

1 2 1

0,01 ( )2

0,005

кН НnВ кВ Н

Н Н Нn кН Нn

Ux Un

x x x U

−−

−

= ⋅ −

= = = ⋅

Воздушная

линия

lxx 1 ⋅=

Кабельная

линия

rл xл

W

lRRlxx

1

1

⋅=⋅=

В

Н2Н1x x

x

x W

74


1 2 3 4

Автотрансформатор с обмоткой

НН, расщепленной

на n ветвей

Hx

HnxН1x

CxВx

H2x

( )

( )

( )

2

2

2

1 2 1 2

, 1

0,5100

0,5100

0,5100

0,005

0,012

кВС кВН кСН номB

ном

кВС кСН кВН номС

ном

кВН кСН кВС номН

ном

Н Н Нn кН Н

кН НnН H

u u u UxS

u u u UxS

u u u UxS

x x x UUx x

n

−

−

+ −= ⋅

+ −= ⋅

+ −= ⋅

= = = ⋅

= − ⋅

Реактор номxx =

Сдвоенный

реактор

( ) номсв32

номсв1

xk1xxxkx

⋅+==⋅−=

xном, kсв

x

LR 1

2 3

1

32x x

x

LR

75

Схема замещения нулевой последовательности обычно существенно

отличается от схем прямой и обратной последовательностей. Ее конфигурация

определяется в основном положением расчетной точки КЗ и схемами

соединения обмоток трансформаторов и автотрансформаторов исходной

расчетной схемы.

Циркуляция токов нулевой последовательности возможна только в том

случае, если обмотка трансформатора, обращенная в сторону расчетной точки

КЗ, соединена в звезду с заземленной нейтралью [10].

Сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности

элементов вводятся в ПВК RastrWin 3 в таблицах «Ветви/Несим/ИД» и

«Генератор/Несим».

В RastrWin 3 место заземления нейтрали в расчётной схеме обозначается

в таблице «Узы/Несим/ИД» в графе Тип0. Значение «зак» – представляет

собой землю в нулевой последовательности. Значение «у» – представляет собой

не заземлённый узел в нулевой последовательности [6].

Схема замещения нулевой последовательности двухобмоточного

трансформатора, обмотки которого соединены по схеме Y0/∆, представлена на

рисунке 34а.

В исходной схеме замещения нулевой последовательности

трансформатор с указанной схемой соединения обмоток представляется в виде

одного индуктивного сопротивления Xт0 = XI +ХII, которое с противоположной

стороны (идя от расчетной точки КЗ) соединяется с точкой нулевого

потенциала схемы замещения (с землей) [10].

В случае соединения обмоток двухобмоточного трансформатора по схеме

Y0/Y циркуляция токов нулевой последовательности в обмотке, соединенной в

звезду, невозможна (см. схему замещения нулевой последовательности такого

трансформатора на рисунке 34б. Поскольку у трансформаторов с номинальным

напряжением обмоток свыше 1 кВ сопротивление Хµ0 весьма значительно, то в

схему замещения нулевой последовательности такие трансформаторы не

вводят.

76

Рис

унок 34 – Схемы замещения нулевой последовательности двухобмоточных

трансформаторов.

Схема замещения нулевой последовательности двухобмоточного

трансформатора, обмотки которого соединены по схеме Y0/Y0, представлена на

рисунке 34в. Трансформатор необходимо вводить в исходную схему замещения

нулевой последовательности только в том случае, если на стороне обмотки II

имеется контур для циркуляции токов нулевой последовательности (имеются в

виду электроустановки напряжением свыше 1 кВ, когда Хµ0>>ХI+ХII).

Сопротивление нулевой последовательности трехобмоточного

трансформатора со стороны обмотки, соединенной в звезду с заземленной

нейтралью, зависит от схемы соединения двух других обмоток. Обычно одна из

них соединена треугольником, а другая может быть соединена или

треугольником, или в звезду с изолированной нейтралью, или в звезду с

заземленной нейтралью [10].

Если обе обмотки соединены в треугольник, компенсация тока нулевой

последовательности обмотки, обращенной к расчетной точке КЗ,

осуществляется токами обеих обмоток, соединенных треугольником, и схема

замещения нулевой последовательности такого трансформатора имеет вид, как

показано на рис. 35.а. При этом сопротивление нулевой последовательности

трансформатора Xт0 = ХI + ХII // ХIII.

77

Рисунок 35 – Схемы замещения нулевой последовательности трехобмоточных

трансформаторов.

Если одна из них соединена треугольником, а другая соединена в звезду с

изолированной нейтралью, протекание тока нулевой последовательности

невозможно, поэтому сопротивление нулевой последовательности такого

трансформатораXт0 = ХI + ХIII.

Если одна из них соединена треугольником, а другая соединена в звезду с

заземленной нейтралью циркуляция тока нулевой последовательности

возможна и в обмотке II, если в сети, электрически связанной с этой обмоткой,

обеспечены условия для замыкания этого тока.

Схема замещения нулевой последовательности автотрансформатора,

который имеет обмотку, соединенную треугольником, а его нейтраль заземлена

наглухо, аналогична схеме замещения нулевой последовательности

трехобмоточного трансформатора, у которого обмотки соединены по схеме

Y0/Y0/∆ (рисунок 35в).

Индуктивное сопротивление нулевой последовательности воздушной

линии электропередачи зависит от сечения проводов, расстояний между

фазами, наличия или отсутствия заземленных тросов и других линий,

проложенных по той же трассе, и многих других факторов. Поэтому его

следует определять расчетным путем в соответствии с методикой приведённой

в [10].

78

Однако, в соответствии с п. 4.2.5.7. [10] при приближенных расчетах

токов несимметричных КЗ для ВЛ допускается рассчитывать сопротивления

нулевой последовательности по упрощённым выражениям. А именно, по

средним значениям отношений сопротивлений нулевой и прямой

последовательностей воздушных линий электропередачи, приведенным в

таблице 7.

Таблица 7 - Средние значения отношения X0/X1 для воздушных линий

электропередачи. Характеристика линии X0/X1

Одноцепная линия без заземленных тросов 3,5 То же, со стальными заземленными тросами 3,0

То же, с заземленными тросами из хорошопроводящих материалов 2,0 Двухцепная линия без заземленных тросов 5,5

То же, со стальными заземленными тросами 4,7 То же, с заземленными тросами из хорошо проводящих материалов 3,0

Сопротивление нулевой последовательности кабелей зависит от

характера их прокладки, наличия или отсутствия проводящей оболочки,

сопротивления заземлений проводящей оболочки (если она имеется) и других

факторов. При приближенных расчетах токов несимметричных КЗ допустимо

принимать 0 1(3,5 4,5)Х Х= ÷ и 0 110R R= .

При выполнении расчётов в настоящей лабораторной работе допускается

использование приближённых методов расчёта элементов схем замещения.

Порядок расчета ТКЗ В ПВК RastWin

1. Для создания нового файла для расчётов несимметричных режимов

необходимо воспользоваться командой «Новый» в меню «Файлы» и выбрать в

диалоговом окне тип файла «динамика.rst».(рисунок 36).

Исходные данные представляют собой параметры схемы замещения

прямой, обратной, и нулевой последовательности, по узлам, ветвям и

генераторам.

79

Рисунок 36 - Загрузка шаблона для расчёта несимметричных режимов.

2. Все исходные данные (ИД) вводятся в таблицы Узлы/Несим/ИД,

Ветви/Несим/ИД, Генератор/Несим, которые находятся во вкладке

Открыть/Нессиметрия (рисунок 37).

Исходные данные задаются с помощью стандартного табличного ввода

ПВК RastWin. Параметры схем замещения вводятся в именованных единицах.

Для генераторов нужно указать номер агрегата «N агр» и номер узла «N

узла», к которому присоединен агрегат. Колонку ЭДС генератора, для расчета

ТКЗ «Е» заполняем значениями, полученными в результате соответствующего

расчёта.

Рисунок 37 – Открытие вкладки для моделирования несимметричных режимов.

80

3. В таблице «Состав/Несим» (рисунок 38) задаётся точка

несимметрии, тип несимметрии.

Рисунок 38 – Таблица «Состав/Несим».

В колонках «№» и «№ сост» указываем номер несимметрии и номер

составляющей несимметрии. В колонке «Тип» предлагается выбрать вид

короткого замыкания (трёхфазное, даухфазное, однофазное). Для указания

места короткого замыкания используем колонку «П1», в ней задается номер

узла в котором произойдет несимметрия.

4. Выполняется расчёт ТКЗ в точке № 1 нажатием кнопки .

5. Результаты расчёта переносятся на графическую схему. Для этого

открывается окно для рисования графической схемы как для расчётов

установившихся режимов (Открыть/Графика). Формируется стандартная

графика сети. Далее запускается макро команда:

«Расчёты/Выполнить/ТКЗ/Настроить графику для ТКЗ» (рисунок 39).

После преобразования графическая схема сохраняется в формате *.grf.

Вид схемы с результатами расчёта ТКЗ приведён на рисунке 40.

При тестовом изучении функций программы, не требующем точных

расчётов, предусмотрена возможность применения макрокоманды для

формирования параметров схем замещения обратной и нулевой

последовательностей.

81

Рисунок 39 – Создание графической схемы для ТКЗ.

Рисунок 40 – Вид графической схемы в ПВК RastWin с результатами расчёта

ТКЗ.

Макрос генерации приблизительных данных последовательностей, находится в

директории «macro» и называется «MakeNonSym.rbs». Он работает в

автоматическом режиме и не требует настройки. Данный макрос можно

запустить через меню Расчёты/Выполнить/ТКЗ/«MakeNonSym (рисунок 41).

82

Рисунок 41 – Запуск макроса генерации приблизительных данных по нулевой и

обратной последовательностям.



Для выполнения лабораторной работы необходимо: ПК с установленным

программным комплексом RastrWin 3 или RastrKZ и с любым средством для

расчёта параметров моделей элементов ЭЭС (MS Excel, Mathcad).


1. Составляется однолинейная схема электрической сети, для которой

будет выполняться расчёт ТКЗ (оформление по ГОСТ АмГУ).

2. Составляются схемы замещения для расчёта токов КЗ и

рассчитываются их параметры.

3. В RastrWin 3 вводятся необходимые данные по узлам

(Узлы/Несим/ИД), ветвям (Ветви/Несим/ИД) и генераторам (Генератор/Несим)

83

для расчёта токов КЗ. Расчётный файл сохраняется с расширением *.rst

(динамика).

4. Выбирается точка КЗ и тип несимметрии (Состав/Несим) по заданию

преподавателя.

5. Результаты переносятся на графическую схему. Для этого составляется

графическая схема для расчёта режимов (Открыть/Графика). Далее запускается

макро команда: Расчёты/Выполнить/ТКЗ/Настроить графику для ТКЗ. После

преобразования графическая схема сохраняется в формате *.grf.

6. Результаты по рассчитанным токам КЗ оформляются в сводную

таблицу.



В отчёте по лабораторной работе необходимо представить однолинейную

схему электрической сети, для которой выполнен расчёт ТКЗ, схему замещения

с рассчитанными параметрами, таблицы с заданными параметрами

«Узлы/Несим/ИД», «Ветви/Несим/ИД», «Генератор/Несим», «Состав/Несим»,

«Узлы/Несим/РС», «Ветви/Несим/РС», а так же графические схемы из ПВК

RastrWin с результатами расчётов для каждого вида КЗ (четыре случая).

ВЫВОДЫ


практические навыки по расчёту параметров схем замещения элементов ЭЭС

для расчёта токов КЗ, осуществляется закрепление знаний по расчёту ТКЗ в

ПВК RastrWin 3.


1. Каковы цели расчета КЗ?

2. Какие условия и основные допущения принимают при расчетах КЗ?

3. Какие функции заложены в модуль RastrWinKZ?

4. В каких единицах задаются данные в RastrWinKZ для расчёта ТКЗ?

84

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Блок, В. М. Электрические сети и системы: Учебник для вузов. / В. М.

Блок. – М.: Высшая школа, 1986 – 430 с.

2. Гераскин, О.Т. Проблема расчета режимов в больших

электроэнергетических системах и ее решение методами диакоптики и

декомпозиции / О.Т. Гераскин. - Проблемы энергетики,2000. – № 1-2. – С. 63-

77.

3. Гончарюк, Н.В. Методические и программные средства

формирования расчетных схем объединенных энергосистем на базе

современных технологий / Н.В. Гончарюк, В.И. Фролов. – Электричество,2003.

- № 5. — С. 3-12.

4. Железко, Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность.

Качество электроэнергии: Руководство. / Ю. С. Железко. – М. : НЦ ЭНАС, 2009

– 456 с.

5. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. /

В.И. Идельчик. – М: Энергоатомиздаг, 1989 – 594 с.

6. Неуймин, В. Г. Программный комплекс «RastrWin3». Руководство

пользователя / В.Г. Неуймин, Е. В.Машалов, А.С. Александров, А.А.Багрянцев

– Екатеринбург, 2013. – 266 с.

7. Поспелов, Г.Е.Электрические системы и сети. Учебное пособие для

вузов. – 2-е изд., испр. и доп./Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин – М.: Выш. шк., 1988. –

308 с.

8. Программные комплексы RastrWin, Bars, Lincor, Rustab, RastrKZ,

RastrMDP [Электронный ресурс] – Режим доступа :

http://www.rastrwin.ru/rastr/RastrHelp.php. – 20.10.2014.

9. ПУЭ 6,7 1.1.202. Правила устройства электроустановок 31.10.2005 -

408 с.

10. РД 153-34.0–20.527-98. Руководящие указания по расчёту токов

короткого замыкания и выбору электрооборудования. Издания.; введ. 1998–03–

http://www.rastrwin.ru/rastr/RastrHelp.php.%20%E2%80%93%2020.10.2014

85

23. – М.: Департаментом стратегии развития и научно-технической политики ;

М. : Московский энергетический институт, 2000. – 98 с.

11. СО 153-34.20.118-2003. Методические рекомендации по

проектированию развития энергосистем.

12. СО 153-34.20.576-2003. Методические указания по устойчивости

энергосистем.

13. Хачатрян, B.C. Расчет установившегося режима большой

электроэнергетической системы методом диакоптики / В.С. Хачатрян, Н.П.

Бадалян. – Электричество, 2003. - №6. - С. 13-17.

14. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических

сетей / Д. Л. Файбисович. — 4-е изд., перераб. и доп. — М. : ЭНАС, 2012. —

376 с.

15. Электронная электротехническая библиотека [Электронный ресурс]

: Официальный сайт. – 25.10.2004. – Режим доступа:

http://electrolibrary.narod.ru/9/97.htm . – 12.11.2014.

16. Электротехнический справочник (Том 3) В.Г. Герасимов, П.Г.

Грудинский, В.А. Лабунцов, И.Н. Орлов, М.М. Соколов, А,М. Федосеев, А.Я.

Шихин, И.В Антик - М.: Энергоатомиздат, 1988.-880 с.

http://electrolibrary.narod.ru/9/97.htm

86

Приложение № 1

Однолинейные схемы электрических сетей для расчётов электрических режимов

Вариант № 1

ПС 220 кВ Окусикан2/ 40 2/ 25

ПС 220 кВ Перевал

25

ПС 220 кВ Ангаракан

2/ 40

ПС 220 кВ Янчукан

2/ 40

ПС 220 кВ Уоян

2/ 252/ 40

ПС 220 кВ Ангоя2/ 25 2/ 40 2/ 25 2/ 40ПС 220 кВ

Северобайкальск

2/ 40

АС - 300

30.8

АС - 30049.1

АС - 300

105.3

АС - 300

77.3

АС - 300

65.2АС - 300

120.1

АС - 300

62.2

АС - 300

118.2

2/ 63ПС 220 кВ Таксимо

97.6АС - 300

АС - 300109.2

Uип1=225 кВ

Uип2=230 кВ

Рисунок П1.1 – Однолинейная схема сети

87

Вариант №2

ПС 220 кВ Северобайкальск

ПС 220 кВ Даван

25 3х25

ПС 220 кВ Кунерма

3х25

ПС 220 кВ Улькан

253х25

ПС 220 кВ Киренга2540

ПС 220 кВ Ния

25 3х25

ПС 220 кВ Звездная

3х25

ПС 220 кВ Якурим

2х25 40

ПС 220 кВ Лена

125 63

ПС 220 кВ Коршуниха

АС - 300

34.6

56.8

2хАС - 300

46.3

2хАС - 300

38.7

2хАС - 300

67.3 АС - 300

27.5

2хАС - 300

36.2

2хАС - 300

14.7

2хАС - 300

120

АС - 300

77.9АС - 300

Uип2=230 кВ

Uип1=225 кВ


88


2х16

ПС 110 кВ Киренск

2.5

ПС 110 кВ Макарово

2х6.3

ПС 110 кВ Подымахино

6.3

2х6.3ПС 110 кВ Лесные

причалы

2.5

ПС 110 кВ ЦРММ

ПС 110 кВ Лена

2х25 40

ПС 110 кВ Осетрово

2х16

АС - 95

31.6

АС - 95

77.2

АЖ - 120

77

АЖ - 120

22.5 2хАС - 185

11.6

2хАС - 185

4.3

2хАС - 185

1.82хАЖ - 120

2.6

Uип=115 кВ


89


2х25ПС 110 кВ

Пульпонасосная

2х40ПС 110 кВ

Обогатительная фабрика

2х31.52х25

ПС 110 кВ Тяг. №1

2х10/ 2х10

2/ 20ПС 110 кВ Коршуниха-

тяг.

2/ 63

ПС 110 кВ Коршуниха

2х15 2х6.3

ПС 110 кВ Тяг. №2

2х6.3

2х25

ПС 110 кВ Н. Коршуниха

2хАС - 185

0.7

2хАС - 70

1.2

2хАС - 185

0.5

2хАС - 120

1.2

2хАС

- 1

85

1.8

2хАС - 120

1.0

2хАС

- 1

505.

6

2хАС

- 1

20

2хАЖ - 120

8.6

Uип=115 кВ


90


15ПС 110 кВ Игирма

2х16

ПС 110 кВ Березняки

2хАС - 95

20

2хАС - 95

14

10ПС 110 кВ Карьер

2хАС - 95

15.3

16 16

ПС 110 кВ Рудногорская

2хАС - 95

2.4

2х63

2х25

ПС 110 кВ Ново- Илимская

ПС 110 кВ Ждановская

2х63

2хАС - 95

8

2хАС - 120

14.7

2хАС - 120

0.8

2хАС - 120

5.1

Uип=115 кВ


91


ПС 110 кВ Бикей

2х2.5 2х25

ПС 110 кВ Инкубатор

2х16

АЖ - 150

6

2/ 125

ПС 110 кВ Падун

ПС 110 кВ КПД

2х16

ПС 110 кВ Гидростроитель

2х632х40

2хАС - 185

2

2хАС - 150

0.2

2хАС

- 1

85

8.8

2хАС

- 1

85

1.9ПС 110 кВ СТЭМИ

2х25

2хАС - 185

0.4

2х25

ПС 110 кВ Ангарскстрой

2хАС - 185

1.9

2хАС - 120

0.7

ПС 110 кВ Заводская

2х63

ПС 110 кВ Кежма

2х402х20

ПС 110 кВ Зяба

АС - 185

36.1

АС - 120

4.7

АС - 185

13.5

АС - 120

15.6

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ


92

Вариант № 7 2/ 250

ПС 110 кВ Тайшет

2х10

ПС 110 кВ НПС- 17

2хАС - 120

0.9

ПС 110 кВ Тайшет- тяг.

40 20

2хАС

- 3

00

0.7

2хАС

- 3

00

8.6

2хАС

- 3

00

5.0

16 25

40

2хАС - 300

4.9

2хАС - 300

4.0

ПС 110 кВ Бирюса

2хАС

- 3

00

8.1

7.5 15ПС 110 кВ Юрты

Uип=115 кВ


93


ПС 110 кВ Тайшет

ПС 110 кВ ЭСМ

2х40

2хАС - 185

2.0

ПС 110 кВ Облепиха

2хАС

- 3

00

36.5

2х6.3

ПС 110 кВ Силикатная

2хАС - 300

7.9

2х6.5

ПС 110 кВ Алзамай

2хАС

- 3

00

14.4

2хАС

- 3

00

20.2

2х10

ПС 110 кВ Топорок2х31.5 ПС 110 кВ Замзор

2х40

2хАС - 300

7.7

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ


94


5х63

2х200

ПС 110 Кв Опорная

ПС 110 Кв ЦКК

2хАСК - 150

1.5

АС -

185

1.8

АС -

240

12.6

АС -

330

6.1

АС - 185

0.3

АС - 240

1.1

АС - 330

32.9

2х25

ПС 110 кВ МПС

2х40

ПС 110 кВ Солнечная

2х25

АС - 300

28.5

ПС 110 кВ Вихоревка

2хАС - 240

12

2хАС - 120

0.8

2хАС - 185

0.8

2х25

ПС 110 кВ Турма- тяг.

АС - 185

37.9

2х40

ПС 110 кВ Огнёвка

2хАС - 185

24.1

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ


95


ПС 110 кВ Огнёвка

2х20

ПС 110 кВ Чукша

2х40

2хАС

- 1

85

46.9

2хАС - 185

21.3

2х25

ПС 110 кВ НПС- 2

2хАС - 185

10

2х16

ПС 110 кВ Чуна ПС 110 кВ Чуна- тяг.2х25

2хАС - 185

7.6

2хАС - 300

22.2

2х25

ПС 110 кВ Лесогорск

2/ 20 2/ 40

ПС 110 кВ Новочунка

2×АС

- 1

85

12.6

Uип1=115 кВUип2=115 кВ


96

Вариант №11

2х25

ПС 110 кВ Северная

АСО - 240

1

АСО - 240

1

АС -

120

5.8

АС -

240

6.9

16

ПС 110 кВ Фабрика- 3

60

АС - 120

62.2

АС - 120

62.2

ПС 110 кВ Совхоз НовыйАС – 95,120

35.3

2х63

ПС 110 кВ Заря

6.3

ПС 110 кВ Т- Юрях

АС -

95

80

АС - 120

77

АС - 120

77

2.5

ПС 110 кВ Дорожная6.3

ПС 110 кВ Мурья

АС - 120

75.3

АС - 120

75.3

АС - 120

19.3

АС - 120

19.3

ПС 110 кВ Ленск

ПС 110 кВ ВилюйАС – 400

69

АС – 400

69

ПС 110 кВ Мирнинская ГРЭС

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ


97


ПС 220 кВ Районная

2х63

2х25

ПС 220 кВ Чернышевск

АС - 240

90.9

АС - 240

90.9

АС - 240

3.1

АС - 240

3.1

ПС 220 кВ Вилюйские ГЭС - 1,2

ПС 220 кВ Вилюйская ГЭС- 3

2хАС - 400

69.8

ПС 220 кВ Светлый

2х25

2хАС - 240

14

16

АС - 240

4.1

АС - 240

4.1

АС - 240

4.2

АС - 240

4.2

ПС 220 кВ Фабрика- 3

50

ПС 220 кВ Мирный

2х125

Uип1=225 кВ

Uип2=225 кВ


98


ПС 110 кВ АНГАСОЛКА

ПС 110 кВ АНДРИАНОВСКАЯ

ПС 110 кВ РУДНАЯ

ПС 110 кВ СЛЮДЯНКА

ПС 110 кВ ПОДКАМЕННАЯ

ПС 110 кВ ЗУН- МУРИНО

2/ 161/ 16

2/ 321/ 40 2/ 40

15,1АС- 120

21АС

-120

;20;

АС-3

00;0

,9

1/ 6,3 2/ 6,3

Uип1=115 кВ

2.52х16

Uип2=115 кВ

34АС- 120;33;АС- 300;1

1/ 25

15,1

АС-1

20


99


С-59

;14,2

АС-3

00

С-86

4;18

,3АС

-300

Uип1=115 кВ Uип2=115 кВ

ПС 110 кВ НП- 17

ПС 110 кВ БИРЮСА

ПС 110 кВ ЮРТЫ

1/ 10 2/ 10 2/ 161/ 25 2/ 7,51/ 15 1/ 40

ПС 110 кВ КЛЮЧИ ТЯГОВАЯ

2/ 40

С- 62;28АС- 300

С- 60;16;АС- 300

С- 58;45АС- 300

С- 57;29АС- 300

С- 61;62АС- 300

ПС 110 кВ ТАЙШЕТ- ЗАПАД

2/ 401/ 40ПС 110 кВ РЕШОТЫ ПС 110 кВ

ШАРБЫШ ТЯГОВАЯ

ПС 110 кВ ЗСМ


100


2.5

86,4АС- 70;48,3;АС- 120;38,1

86,4АС- 70;48,3;АС- 120;38,1

ПС 110 кВ Н- ЛЕНИНО

ПС 110 кВ БИЛЬЧИР

2/ 6,3 1/ 6,32/ 101/ 6,3

ПС 110 кВ КАЧУГ

ПС 110 кВ МАНЗУРКА

ПС 110 кВ ХОРБАТОВО

ПС 110 кВ ЖИГАЛОВОПС 110 кВ

ЗНАМЕНКА

ПС 110 кВ Н- УДА

2/ 101/ 6,3

2/ 2,51/ 2,51/ 16

1/ 6,3

2/ 2,5

113,

3АС

-300

115,7АС- 150

117

АС-1

20;11

5,6;

АС-4

00;1,

5

20,6АС- 300

115,7АС- 150



101


С- 46;86;АС- 150

С-43

;129;

АС-1

50


ПС 110 кВ ИРБЕЙ ТЯГ.

1/ 32 2,401/ 40 3/ 162/ 322/ 401/ 20 ПС 110 кВ ЗАПАНЬ

ПС 220 кВ САЯНСКАЯ ТЯГОВАЯ

ПС 110 кВ АБАКУМОВКА

ПС 110 кВ ЗСМ

ПС 110 кВ НАГОРНАЯ

2/ 101/ 10

ПС 110 кВ КВАРЦИТ ТЯГ.

2/ 201/ 40

С-44

;95;

*АС

-150

С-41

;101;*

АС-1

50

С-42

;50

АС-1

50


102


2/ 101/ 10ПС 110 кВ ПЕРЕВОЗ 1/ 10

ПС 110 кВ СВЕТЛЫЙ

1/ 6,3 2/ 6,3ПС 110 кВ

ВЕРНИНСКАЯ

1/ 6,3 2/ 6,3

ПС 110 кВ ВЫСОЧАЙШИЙ

1/ 2,5ПС 110 кВ

БАЛЛАГАНАХ

1/ 16 2/ 10ПС 110 кВ

КРАПОТКИНСКАЯ

1/ 10ПС 110 кВ

ВАЧИНСКАЯ

2/ 5,8

1/ 10 2/ 6,3

ПС 110 кВ МАРАКАНСКАЯ

1/ 2,5

1/ 10ПС 110 кВ

АРТЕМОВСКАЯ

2/ 10

ПС 110 кВ ПОИСХОЕМИТ

АС- 120;75 АС- 120;26,5Кропоткинская- Перевоз; 26,5

АС- 120

Кропоткинская- Вернинская; 8АС- 70

Кропоткинская- Высочайший; 70АС- 70

Артемовская- Кропоткинская; 64,5АС- 120; 6,5 АС- 120; 58

Артемовская- Мараканская; 60АС- 95; 20 АС- 95; 40

Uип1=115 кВ


103

Вариант № 18 ПС 110 кВ

КУЗНЕЦОВКА

ПС 110 кВ МОРГУДОН

2/ 40

1/ 40

1/ 16 2/ 16

ПС 110 кВ ОПОРНАЯ

ПС 110 кВ ТУРМА

ПС 110 кВ МПС

ПС 110 кВ СОЛНЕЧНАЯ

ПС 110 кВ ВИХОРЕВКА

1/ 25 2/ 25

1/ 25

1/ 40 2/ 40

1/ 25

2/ 252/ 40

ПС 110 кВ ОГНЕВКА

20,6

АС-1

85;1,

8;АС

-240

;12,8

;АС

-330

;6

34,7

АС-1

85;0

,3;А

С-24

0;1,1

;АС-

330;

33,3

25АС

-185

68АС

-185

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ


104



ПС 110 кВ ШЕБЕРТА

ПС 110 кВ КОТИК ПС 110 кВ

БУДАГОВО

1/ 6,3

1/ 40 2/ 40

ПС 110 кВ ТУЛУН

ПС 110 кВ РУБАХИНО

ПС 110 кВ НИЖНЕУДИНСК

1/ 16 2/ 161/ 40 2/ 40ПС 110 кВ ХУДОЕЛАНСКАЯ

59,1

АСУ-

300

59,1

АСУ-

300

53,5АС- 185


67АС- 185

18,1АС- 185

Рисунок П1.19 – Однолинейная схема сети.

105


Uип1=115 кВ

ПС 110 кВ НЮРА

ПС 110 кВ МАЙСКАЯ

ПС 110 кВ ТУЛЮШКА

ПС 110 кВ ХАРИК

ПС 110 кВ НПС-КИМИЛЬТЕЙ

ПС 110 кВ КУЙТУН

2/ 401/ 10 2/ 10

1/ 40 2/ 40 1/ 40 2/ 40

1/ 10 2/ 10


1/ 40

32,5АС- 185

64,4АС- 185

36,1АС- 185

56,5АС- 185

40АС- 185

17,9АС- 185

Uип2=115 кВ


106


Uип1=115 кВ

ПС 110 кВ ЦЕМЗАВОД

ПС 110 кВ УСОЛЬМАШ

ПС 110 кВ УСОЛЬЕ- СИБИРСКОЕ

ПС 110 кВ ЗГО

ПС 110 кВ ВОКЗАЛЬНАЯ

ПС 110 кВ ТЕЛЬМА

ХИМПРОМ

1/ 25 2/ 25 1/ 10 2/ 101/ 161/ 40 2/ 40

1/ 16 2/ 16

Uип2=115 кВ

8,2АС- 185

7,3АС- 185

27,6АС- 185

28,2АС- 185


107

Вариант № 22 ПС 220 кВ

ЧЕРЕМХОВО

ПС 110 кВ МАЛЬТА

1/ 25 2/ 25 1/ 40 2/ 40 1/ 40 2/ 40

ПС 110 кВ ЛЕСОЗАВОД

ПС 110 кВ ОГНЕУПОРЫ1/ 7,5 2/ 25

ПС 110 кВ БЕЛОРЕЧЕНСКАЯ

Иркутская ТЭЦ- 11350,3

ПС 110 кВ ПОЛОВИНА

27,4АС- 185

14,9АС- 185

37,9АС- 185

10,6АС- 185

29,5АС- 185

29,5АС- 185



108


ПС 110 кВ РАБОЧАЯ

ПС 110 кВ ЗНАМЕНСКАЯ

1/ 25

1/ 40 ПС 110 кВ ГОРОДСКАЯ

ПС 110 кВ ЗНАМЕНСКАЯ- 2

ПС 110 кВ ПРАВОБЕРЕЖНАЯ

ПС 110 кВ КАРЛУК

ПС 110 кВ ХОМУТОВО 2/ 251/ 162/ 101/ 10

ПС 110 кВ УРИК

2/ 401/ 16

1/ 25 2/ 25

ПС 110 кВ КИРОВСКАЯ

69,3

АпС-

150

69,3

АпС-

150

6,9АС- 185

6,9АС- 185

Uип1=115 кВ

Uип2=115 кВ

6,9АС- 185

6,9АС- 185


109


ПС 110 кВ ИЗКСМ

1/ 16 2/ 16

ПС 110 кВ МАКСИМОВСКАЯ

1/ 16 2/ 16

ПС 110 кВ ПИВЗАВОДПС 110 кВ

ГЛАЗКОВО

2/ 401/ 40

2/ 25 1/ 25

4/ 25 3/ 25

2/ 401/ 40

ПС 110 кВ МЕЛЬНИКОВО

ПС 110 кВ АКАДЕМИЧЕСКАЯ

ПС 110 кВ СТУДЕНЧЕСКАЯ

1/ 10

2/ 10

3/ 16

1/ 10

1/ 25

2/ 40

ПС 220 кВ НОВО- ЛЕНИНО

9,7АС- 185

8,9АС- 185

15,7АС- 185

Uип1=115 кВ


110


ПС 110 кВ БАЯНДАЙ

ПС 110 кВ ОСА

ПС 110 кВ ОЛЬЗОНЫПС 110

кВ ОЛОЙ

1/ 2,5 2/ 2,51/ 2,5

ПС 110 кВ УСТЬ- ОРДА

ПС 110 кВ ТИХОНОВКА

ПС 110 кВ ЕНИСЕЙ

2/ 6,31/ 102/ 6,31/ 2,5

ПС 110 кВ БОХАН 2/ 101/ 10

67,4АС- 150

67,4АС- 150

35,4АС- 95

60,8АС- 95


35,4

АС-9

5

Рисунок П1.25 – Однолинейная схема сети..

111

Приложение № 2

Однолинейные схемы электрических сетей для расчётов электрических

режимов в сетях с несколькими уровнями напряжений.

10 кВ

20

Т-135кВ

"Ключевая"

АС-5

046

,6"Чалганы"

1с

Т-12,5

2с35кВ

Т-22,5

10кВ

АС-12022,8

"Ушумун"

1,6

10кВ

1,6

35кВАС-35

25

8,0

Т-4,0

Т-2Т-1

1с

2с

осш

"Черняево"

Т-14,0

35кВ

Т-22,5

10кВ

Рисунок П 2.1 - Вариант № 1.

"Саскаль"

Т-11,6

35кВ

Т-21,6

10кВ

"Георгиевка"

Т-11,0

35кВ

Т-21,0

10кВ

АС-3527,8

АС-3549,8

"Мухино" "Воскресеновка"

Т-1

2,5

35кВ

10кВ

Т-1

25

Т-2

25

35кВ

220кВ

"Шимановск"

1с

2с10кВ

АC-24033,9

Т-12,5

35кВ

Т-21,6

10кВ

АС-5053,27

2,5Т-2

АС-9548,9

АC-1

20

9,5

"Чагоян"

Т-11

Т-21,6

10кВ

35 кВ

"Ураловка"

Т-1Т-2

10кВ

35 кВ

1 1

АC-9541,96

"Реммаш"

Т-1

35кВ

Т-24,0

10кВ

АС-150

0,81

4,0


112

2АС-12031,3

2АС-12057,3

2АС-120

2 с

АС

-120

0,

04

АТ-1

63

АТ-2

63

20Мвар

20Мвар

Т-4 25

Т-3 25

"Февральск"

110кВ35кВ

10кВ

220кВ

110 кВ

Т-1

«Драга»

6,3

6 кВ

110кВ

"Стойба"

Т-1

10

Т-2

6,36кВ

2,54

"Селемджинск"

110кВ

10кВ

6,3

АС

-120

0,62

Т-1Т-1

25

Т-2

25

"Коболдо"

35кВ

6кВ

Т-216

Т-116

"Маломыр"

2АС

-120

88,2

35,52АС-150


113

62АС-300

Т-140

Т-240

35кВ220кВ

6кВ

"Энергия"Т-3

10

10кВ

Т-4

10

"Электрокотельная"

Т-132

35кВ

Т-232

6кВ

АС-1851,3

АС-1851,3

"Базовая"

1с

Т-16,3

2с35кВ

Т-26,3

6кВ

Т-15,6

10кВ

"Речная"

АС-701,0


114

Т-110

Т-225

10кВ

"Тамбовка"

35кВ

1с 2с110кВ

VI/III

"Степная"

Т-26,3

Т-12,5

10кВ

35кВ

1010

35кВ

"Раздольное"

10кВ

110кВ

Т-1 Т-2

IIIАС-3520,0

16,3АС-70

АС-12017,0


Т-116

Т-210

10кВ

"Ивановка"

35кВ110 кВ

V/III

"Дмитриевка"

Т-23,2

Т-14,0

10кВ

35кВ

АС-708,3

"Правовосточное"

Т-14,0

35кВ

Т-26,3

10кВ

IV

АС

-120

13,2

8

резерв

"Алексеевка"

Т-12,5

Т-22,5

10кВ

35кВ

АС-7027,0


115

"Талакан"

6кВ

35кВ

220кВ

Т-140

Т-240

АС-1

202,

0

АС-952,5

АС-1201,7

"№5"

Т-16,3

35кВ

Т-26,3

6кВ

0,5АС-95

"№11"

Т-1

35кВ

Т-2

6кВ

10 10

"№2"

Т-1

35кВ

Т-2

6кВ

10 10

6кВ

"№4"

35кВ

Т-216,0

Т-116,0


116

1с

2с

110кВОСШ

Т-116

Т-216

6кВ

"Бурейск"

35кВ

1с

2с

АС-1203,0

"Родионовка"

Т-1

1,8

10кВ

Т-2

1,8

АС

-35

26,9

35кВ

АС-502,5

Т-10,1

РТС

0,4 кВ

"К.Карьер"

Т-1

3,2

6кВ

35кВ

АС

-70

7, 7

Т-12,5

6кВ

Т-22,5

35кВ

АС-500,8

Перевалбаза

Т-2

"Малиновка"

6,3

35кВ

Т-16,3

10кВ


117

"Муртыгит"

Т-11,0

10кВ

Т-22,5

1с 2с

АС-9548,0

35кВ

1,6

6кВ

"Ольдой"

1,6

"Коровино"

35кВ

"Монголи"

3,0

Т-1Т-1

6кВ

1,6

35кВ

Т-1

6кВ

35кВ

АС-11030

Т-1

6,3

Т-2

6,3

"БАМ"

110 кВ

10кВ

АС-709,0

1с РП-110

2с РП-110

2с 1с

35кВ

АС-70


118

"Сапроново"

Т-24

10кВ

35кВ

"Красноярово"

Т-1

2,5Т-22,5

10кВ

35кВ

10кВ

"Маргаритовка"

Т-11,6

АС-7026,4

АС-12012,75

АС-12031,3

АС-7034,9

Т-11,8

10кВ

"Мазаново"

35кВ

АС-9519,02

АС-5052,6

220кВ

Т-1

25

Т-2

25

10кВ

35кВ

Т-1

"Белоярово"

44

10кВ

35кВ

Т-2Т-1

"Новокиевка"

АС-12017,8

"Угловое"

1,6

10кВ

Т-21,6

35кВ


С-172; 42,9АС-150

110 кВ

С-171

1Т16

1Т6,3

С-172; 37,1АС-120

НИКОЛАЕВСКАЯ ТЭЦ

ПС Маго ПС Б. Гора

С-174; 53,0

С-171; 133АС-120

2Т6,3

2Т10

1Т10

АС-120

ПС Многовершинная

4,2

гр. р.гр. р.

6 кВ6 кВ

10 кВ

110

1с

110

1с 2с

1с1с 2с

110

1с 2с

1с 2с


119

РП-3

2*АОСБ3*70/1,44

3АПвП2г1*240/1,8

3АПвП2г 1*240/1,178

26,3

16,3

Океанская

Оп.1

6

216

35

Сахарный ключ

Оп.11

6

Оп.16

116

14

35

24

Лазурная

6

225

110

6

125

Спутник

35

№2 №1

АС-185/0,972А

СК-

120/

5,77

2*АО

СБ-

3*70

/3,2

2

От м

уфты

1до

22*

(3*А

ПвП2

г 1*2

40/1

,2)

М.1М.2

На ПС Чайка

На ПС Угловая

На ПС Чайка На ПС Промузел


120

М-50/2,475 М-50/1,02АС-120/0,7

АС

-120

/2,7

9

+

АС

-120

/1,7

18

Оп.17

АС

-120

/0,0

9

Оп.8АС-300/1,08

2c

М-70/1,550

АС

-120

/4,2

8

АС

-300

/1,1

АС

-120

/0,5

BA

240

110

6

140

Бурун

35

1с 2с

3с 4с

26,3

35

6

16,3

Академическая

1с 2с 3с

110

35

6

Ипподром

216

Седанка

6

110

116

510

110

2Р - котельная

6

115

110

215

Волна

1

2

ЗРУ-15с

3с

6с

4сЗРУ-2

240

2125

140

1125

CD

АС-240/3,447

Оп.16М-70/2,180 АС-300/0,210

АС

-120

/1,9

3АП

вП2г

1*

240/

0,1 1c

116

110

6216

Чайка

35

Оп.20

Оп.22Оп.23

Оп.

Оп.27

Оп.АС-120/0,7 3АПвП2г 1*240/1,05На ПС Океанская

На ПС СпутникНа ПС Зеленый угол

На ПС Владивосток

На ПС 2Р

На ВТЭЦ-1

На ПС 2Р


121

6

АС-2

400,

020

Оп.26

Оп.36

АС-1

85/

0,40

8

АС-185/0,6Торсада 3*1*150,АС150/ 1,416 (1-20)

АС-150/0,036 (20-п/ст «Ц»)

2*АС

-120

/0,0

4

2*АС

-120

/0,2

5 2*АС-120/0,75 (6-13) 2*М-70/2,76 (до оп. 26)

2*М

-70/

0,53

2

АС-1

20/1

,86

АС-150/0,8

АС-2

400,

020

АС-300/0,8

2*АС-240/4,1

М-70+АС-240/2,8

240

110

6

140

Голубинка

35

210

35

310

Ц

1

2

1

2

410

35

24

Луговая

6

16,31

10

35

6

210

Восточная

АС-240/1,860

АС-150/0,048 (п/ст «З»-1)

2*АС

-204

/0,3

2

Оп.55

110

35

6

210

З

1

2

1

2

Оп.28

Оп.13

Оп.6

Оп.26

Оп.13

Оп.6

АС-240/1,7

2*АСО-300/2,80

240

110

6

140,5

А

35

1

2

1

2

1 2

1

2

Оп.60 Оп.1Л П1 221

НА ПС Орлиная

НА ПС Телецентр

НА ПС Чуркин

НА ВТЭЦ-2

НА ПС Зеленый угол


122

"Амурсельмаш"

Т-110

35кВ

Т-26,3

10кВ

XIV

1с

2с

220кВ

110кВ

2с

1с

35кВ АТ-163

АТ-263

Т-340

Т-440

2с1с

ОСШ

ПС "Белогорская"А

С-1

201,

46

АС

-120

1,46

1с 2с

10кВ

Т-14,0

"Промышленная"

Т-210

Т-116

10кВ

35кВ

"Коммунальная"

Т-210

10кВ

35кВ

III

АС-70/АС-1202,8/1,23 А

С-1

203,

5

АС

-120

3,5


123

АС-70/22,66

М-7

0/1,

7

АС-70/12,2

АС-1

20/3

,6

АС-120/9,1АС-120/0,035

АС-150/31,66 АС-120/20,1

АС-120/1,13 М-70/14,96 АС-120/3,36

М-70/0,685

АС-70/0,45

АС-2

40/3

,0

АС-2

40/3

,0

АС-240/0,54М-70/2,48

М-7

0/0,

564

М-70/3,815

АС-150/9,225

2*АСКП 120/6,45

Оп.4

125

110

6

Давыдовка

35

225 2

16

10

35

116

Пушкинская

110

10

Раздольное1

35116

110

10

110

Казармы

210

22,5

35

12,5

Шмидтовка

6

25,6

6

15,6

Тавричанка

3535

6

110

210

Надеждинская

26,3

35

16,3

Заводская

6

210

35

6

110

Угловая

10

16,3

110

Кипарисово

110

35

240

61

40

Западная

1

2

2

12

Оп.46

АС-7

0/3,

0

Оп.5

110

6

110

Де-Фриз

210

На ПС Надеждинская-

тяговая

На ПС Шахта 7

На ПС Штыково

На ПС Раздольное2

На ПС Славянка На ПС

Славянка

На ПС Артемовская

На ПС Соловей ключ

На ПС Спутник


124

W

W

W

W

W

W

WW

W

W

W

W

WW

W

Майская ГРЭС

РП-1 Т4Ф

Т6Ф

10 кВ

4Т40

1Т/6,3

АС

-120

5,91

АС

-120

1,4

гр.р.

Т5Ф

Т4Ф

Т3Ф

Капитуль

гр.р.

1Т

2Т

АС

К-15

0, А

С-12

0, А

СУ

С-24

0

11,78

2Т/10

1Т6.3

2Т6.3

Т9Ф

Т13Ф

АС

К-12

0

3,0

Т7Ф

Т16Ф

АС-120 ; 16,76

АСК-120; 18,68

АС-120 5,95

Т10Ф

АС

К-15

0 6,4

7

Т11Ф

АС

К-15

0 1,06

Т8Ф

Т5Ф

3Т40

Т6Ф

Ванино

10 кВ

ПС СКРМ

ПС Монгохто

ПС Терминал

Т17Ф

АС

-120

5,95

ПС Токи

Т14ФАС-95; 5,7

2ТСН

АС

-150

33,08

АС

К-15

0,АС

-120,

АС

УС

-240 6,94

Т3Ф

9,93

М-35

, АС

-185,А

-95

11 Т13Ф

W

W

1ТСН

ПС

ПС

6 кВ

10 кВ

10 кВ

ЮжнаяПС

ЛесозаводскаяПС

10 кВ

10 кВ

10 кВ

10 кВ

ТишкиноПС

РП-4ПС

10 кВ

4.0

3.2

1Т/2,5

2Т/6,31Т 10

2Т10

2Т/4

1Т/4

1АТ125

1Т6,3

2Т6,3

Оп.

11

С-131 С-132

2Т/4

1с

2с

35

2с

1с

2с1с

1СШ

2СШ35

1с

2с

1с

2с

1Т/435

1СШ 2СШ

35

1с

2с

35

2с

1с1с

2с

35

1с

2с

1с

2с

35

на ПС Комсомольская


125

"Талакан"

6кВ

35кВ

220кВ

40Т-240

АС

-120

2,0

АС-952,5

АС-1201,7

"№5"

Т-16,3

35кВ

Т-26,3

6кВ

0,5АС-95

"№11"

Т-1

35кВ

Т-2

6кВ

10 10

"№2"

Т-1

35кВ

Т-2

6кВ

10 10

6кВ

"№4"

35кВ

Т-216,0

Т-116,0


126

ПС "Свободный"

10кВ

Т-2

7,5

Т-140

220кВ

1с 2с35кВ

"Восточная"

Т-24

35кВ

Т-16,3

10кВ

"Стройдетали"

Т-16,3Т-2

6,3

10кВ

35кВ

"Южная"

Т-216

Т-116

10кВ

35кВ

АС-954,1

АС-702,0

АС

-185

3,2

АС-1853,2

4,1АС-95


127

Т-120

Т-220

35кВ

"Ледяная" 1с

2с

6кВ АС

-120

6,7

220кВ

ВЛ

№ 3

1

ВЛ

№ 3

4

ВЛ №37

"Бузули"

Т-23,2

Т-13,2

10кВ

АС-9512,0

№8

АС-7019,9

35кВ

10кВ

Т-2 Т-1

РРС

№10/70

АС-12010,9

Т-25,6

Т-15,6

6кВ

ВЛ

№ 3

9

ВЛ

№ 3

2

АС-1206,7


128

W

W

W

W

Т-19

9

Эворон

РТД-35

1Т1.6

2Т4

Т-19

7

35 кВ

АС

-185

1,2

8А

С-1

20 1

7,7

резе

рв

2с1с

2Т25

Березовая

1Т25

Т-20

0А

мгу

нь

Л-273

АС

-185

Гл.стан

АС

-95;

6,4Т-

198;

78,

89

6 кВ

1Т4

Бриакан

ПС

ПС

10 кВ

ДукиПС

10 кВ

Т-19

8

1с 2с

1с 2с

35 1с

1с


129

Т-24

0

ПС Дальняя

6 кВ

ПС Тейсин6 кВ 10 кВ

1Т 2.5

Т-24

0; 2

1,0

ПС Менгон

ПС Приусадебная

АС-70; 10,8 ТСН

Т-23

9Т-

191

АС-7

0;9,

6

АС-50

Т-19

4; 4

,7АС

-120

1ТСН

2ТСН

Т-19

3 АС

-120

9,7

6 кВ

2Т 16

1Т 16

6 кВ

ЭльбанПС

АС-9

5

1Т1,8

2Т1,8

1Т10

2Т4

Т-190; 5,9

1с 2сОСШ

110

35

2с 1с

351с 2с

1с 2с

1с

1с

2с

3535 1с 1с2с

1с 2с


130

АС-3531,9

"Касаткино"

Т-11,8

10кВ

Т-21,6

35кВ

"Ленинское"

Т-12,5

35кВ

Т-21,0

10кВ

"Набережная"

Т-14,0

35кВ

Т-24,0

10кВ

АС-5035,87

АС-5022,57

АС-1208,0

"Спасск"

Т-12,5

35кВ

Т-22,5

10кВ

"Ярцево"

Т-11,0

35кВ

Т-21,0

10кВ

АС-709,8

АС-5028,74

"Отважное"

Т-22,5

35кВ

Т-12,5

10кВ

АС

-120

2,8

27,5кВ 27,5кВ 10кВ

1с

2с

35кВТ-1

40

Т-2

40

Т-3

40

220кВ

"Архара"

6кВ

"Богучан"

6,3Т-1

"Иннокентьевка"

Т-11,6

10кВ

Т-21,0

35кВ

резерв


131

W

WW

гр.р.

0,4 кВ

ПС Восток

2Т10

1Т16

10 кВ

1Т10

2Т10

1Т10

2Т16

ПС Эгге

Т15Ф

; 7,7

4

ТКФ

Т 2Ф

; 20 ,

33

1Т6,3

Т12Ф

; 17,

5

гр.р.

Т1Ф

; 10,

98

гр.р.

1ТСН 2ТСН

АС

-50

ТКФАС-120 6,78

АС

-120

АС

-120

Майская ГРЭС

АпС

К-1

20

W

ПС Городская

10 кВ

КислороднаяПС

10 кВ

ЦентральнаяПС

Оп.

25

Оп.

56

1СШ

2СШ

351с2с 1с35

10 1с

351с 2с

351с 2с

1с 2с1с 2с


132

АС- 300/ 3973,5

АС- 300/ 3927,9

"Сковородино"

"Б.Омутная - тяга"

"Уруша - тяга"

"Аячи - тяга"

26,3

30,8

В Чит инскуюэнергосист ему

2х40

АС- 300102,6

24,9

66,9

"Ерофей П. - тяга"

На Могочи

5,5

В Чит инскуюэнергосист ему

АС-3

00

АС- 300

АС-3

00

АС- 3

00

АС-3

00

Т- 2

27,5

кВ11кВ

27,5

кВ

11кВ

Т- 1

2х40

Т- 2

27,5

кВ

11кВ

27,5

кВ

11кВ

Т- 1

2х40

Т- 2

27,5

кВ

11кВ

27,5

кВ

11кВ

Т- 1

2х40

Т- 2

27,5

кВ

11кВ

27,5

кВ

11кВ

Т- 1

На Могочи

2х40

Т- 2

27,5

кВ

11кВ

27,5

кВ

11кВ

Т- 1

"БАМ - тяга"


133

Учебное издание

Казакул Алексей Александрович,

Доцент кафедры энергетики ФГБОУ ВПО «АмГУ»

Алгоритмы задач электроэнергетики

Учебное пособие.

________________________________________________________________

Издательство АмГУ. Формат 60х84/16. Усл. печ. л. 8,02. Заказ 551

АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Documents

Transcript of АЛГОРИТМЫ ЗАДАЧ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ