Расчет режимов работы Юго-Восточных электрических сетей

ДипломнаяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Ключевыми подстанциями ЮВЭС являются ПС «Саянская-тяговая», «Бородинская 1» и «Камала 2». Это узловые, наиболее ответственные, с точки зрения надежности, подстанции, служащие для связи сетей различного класса напряжения, либо через них проходит межсистемный транзит мощности. Остальные подстанции, образующие сеть 110 кВ, являются либо тяговыми, либо тупиковыми. Они в свою очередь являются… Читать ещё >

Расчет режимов работы Юго-Восточных электрических сетей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Введение
1. Характеристика Юго-Восточных электрических сетей
1.1 Обобщенная характеристика Юго-Восточных электрических сетей
1.2 Характеристика оборудования Юго-Восточных электрических сетей
1.3 Исходные данные для расчетов
1.4 Составление расчетной схемы замещения Юго-Восточных электрических сетей и определение ее параметров
2. Методика расчета параметров установившихся режимов электрических систем
2.1 Математическая постановка задачи
2.2 Методы и алгоритм расчета установившихся режимов электрических систем
2.3 Расчет параметров установившегося электрического режима
2.4 Алгоритм работы программы
2.5 Техническое описание, назначение и возможности программного комплекса REGIM
2.5.1 Техническое описание программного комплекса REGIM
2.5.2 Назначение и возможности программного комплекса REGIM
2.5.3 Инструкция по работе с программой расчета режимов REGIM
3. Расчетные исследования установившихся режимов электрических сетей
3.1 Выбор и обоснование расчетных режимов Юго-Восточных электрических сетей
3.2 Вывод режима в допустимую область
3.3 Анализ результатов и выдача рекомендаций
3.3.1 Нормальный режим работы
3.3.2 Питание ПС Уральской от ПС Заозерновская № 4 через шины 35 кВ ПС ККЗ № 33 по ВЛ Т-10, Т-9. Линии Т-1, Т-2 отключены
3.3.3 Питание ПС Промбаза от ПС Городская 1 по ЛЭП С-124. При этом выключатель ТС-125 отключен на ПС Промбаза
3.3.4 Питание ПС Н. Троицкая от ПС Ирбей тяговая по ЛЭП Т-65. При этом ЛЭП Т-37 на ПС Н. Троицкая отключена
3.3.5 Питание ПС Переясловка от ПС Толстихино по ЛЭП Т-17. При этом ЛЭП Т-16 на ПС Переясловка отключена
3.3.6 Питание ПС Рыбинская от ПС Совхозы по ЛЭП 1126−118. При этом ЛЭП С-881 на ПС Саянская-тяговая отключена
4. Экономическая часть
4.1 Оценка влияния показателей качества электроэнергии на работу электроприёмников
5. Безопасность и экологичность работы
5.1 Анализ опасностей и условий поражения электрическим током в электроустановках
5.2 Управление охраной труда на предприятии электрических сетей
5.3 Защитные меры и средства обеспечивающие недоступность токоведущих частей, находящихся под напряжением
5.4 Организационные и технические мероприятия по технике безопасности на территории восточных электрических сетей
5.5 Безопасность при чрезвычайных ситуациях
5.6 Обеспечение пожарной безопасности
5.7 Экологичность при строительстве и эксплуатации юго-восточных электрических сетей
5.8 Заключение о безопасности и экологичности проекта
Заключение
Список использованных источников
Введение
Расчеты установившихся режимов составляют значительную часть от общего объема исследования электрических сетей, выполняемых как на стадии проектирования сетей, так и в процессе их эксплуатации. Анализируя результаты этих расчетов, можно получить ответы на следующие практические, важные вопросы:
— осуществим ли данный режим, т. е. возможна ли передача по рассматриваемой электрической сети данных мощностей;
— не превышают ли токи и мощности в элементах электрической сети допустимых и предельных значений;
— какие потери активной мощности в сети;
— не выходит ли напряжение в узловых точках сети за заданные пределы;
— как влияет отключение или включение новых элементов электрической сети (линии электропередачи, трансформаторов, нагрузок и т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме, уровни напряжений и потери.
Расчеты установившихся режимов производится для:
— проверки допустимости режима при оперативном управлении, краткосрочном, долгосрочном и перспективном планировании режима;
— при разрешении заявок на ремонт основного оборудования сетей;
— при выборе установок противоаварийной автоматики и т. д.
Кроме того, расчет режимов выполняется для решения задач оптимизации режима электрических сетей. Оптимальными являются режимы, наилучшие по какому-либо критерию, называемому критерием оптимизации. В качестве критерия может быть принят минимум потерь электроэнергии в сети.
Оперативно-диспетчерское управление в сетях осуществляется диспетчером, которому подчинены диспетчеры районов электрических сетей, оперативный персонал подстанций и оперативно-выездные бригады. Диспетчер предприятия электрических сетей (ПЭС) осуществляет следующие функции:
— разрабатывает в соответствии с утвержденной схемой основной сети энергосистемы эксплуатационные схемы электрических соединений энергообъектов, находящихся в оперативном подчинении диспетчера ПЭС;
— определяет допустимые нагрузки по линиям и оборудованию;
— проводит оптимизацию режима электрической сети;
— выбирает положение ответвлений трансформаторов, не имеющих средств регулирования под нагрузкой;
— обеспечивает рациональное использование источников реактивной мощности;
— разрабатывает предложения по развитию сети, замене оборудования, повышения надежности электроснабжения потребителей, снижения потерь электроэнергии в сети;
— составляет программы испытания и ввода нового оборудования в сетях ПЭС;
— разрабатывает годовые и месячные планы ремонтов линий и оборудования ПЭС;
— прием заявок на вывод из работы или резерва оборудования, на испытания и включения нового оборудования;
— рассмотрения заявок на ремонт оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении диспетчера ПЭС, с определением необходимых изменений схемы и режима электрической сети.
Для оптимального решения этих и других функций оперативно-диспетчерской службе ПЭС необходимы расчеты режимов электрической сети. Наиболее удобное и быстрое решение этой задачи можно получить на ПЭВМ, с учетом всех возможных переключений и аварийных ситуаций.
В данной дипломной работе ведется расчет нормальных режимов работы Юго-Восточных электрических сетей (ЮВЭС), при максимальных (замеры от 19.12.12 г. 10−00 ч) и минимальных (замеры от 19.06.13 г. 10−00 ч) нагрузках, а также расчет пяти ремонтных режимов. Цель расчета — определить не выходят ли параметры режима за допустимые значения. При нарушении параметрами режима допустимых значений с помощью программы REGIM можно определить номер ответвления на регуляторах коэффициента трансформации трансформаторов, при котором параметры режима будут находиться в допустимой области.
Особый интерес представляет расчет зимнего режима работы сети, характеризующегося высокими нагрузками потребителей по сравнению с летним из-за включения дополнительных осветительных или электрообогревательных приборов. Поэтому при переходе на зимний режим работы на подстанциях, питающих большие нагрузки, включают дополнительный трансформатор, устанавливают более высокие коэффициенты трансформации регуляторов ПБВ.
Юго-Восточные электрические сети характеризуются большим числом трансформаций на пути от источников электроэнергии к её потребителям. Структура многоступенчатой сети достаточно сложна, она насчитывает свыше 340 узлов и свыше 350 ветвей. Помимо сложной конфигурации ЮВЭС характеризуются многорежимностью. Под многорежимностью понимается не только разнообразие загрузки элементов сети в суточных и годовых графиках нагрузки при нормальном функционировании системы, вызываемое естественным изменением во времени нагрузки потребителей, но и общие режимы, возникающие при выводе различных элементов сети в ремонт или при их аварийных отключениях.
В связи с этим электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах — нормальных, ремонтных и послеаварийных.
Это значит, что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети (токи, мощности) не должны превышать допустимых значений, а параметры узлов (напряжения) должны лежать в допустимых пределах, обеспечивающих нормальную работу электрооборудования и экономическую работу электроприёмников.
1. Характеристика Юго-Восточных электрических сетей
1.1 Обобщенная характеристика Юго-Восточных электрических сетей
Филиал ОАО «Красноярскэнерго» Юго-Восточные электрические сети образован 20 февраля 1964 года. Территория обслуживания включает шесть административных районов: Рыбинский, Уярский, Партизанский, Саянский, Ирбейский, Манский и города: Уяр, Бородино, Зеленогорск, Заозерный.
Юго-Восточные электрические сети не являются автономным электроэнергетическим объектом, поскольку имеет достаточно разветвленные связи с другими электросетевыми предприятиями. По линиям С-67, С-68 передается мощность в Восточные электрические сети (ВЭС) от ПС «Солянка» и ПС «Камала 2» соответственно до ПС «Канск-опорная». От ПС «Камала 1» питаются по линии Д-34, а далее по Д-33, Д-32 и Д-31 следующие тяговые подстанции 220 кВ: «Саянская», «Кравченко», «Мана», «Крол» и ПС «Щетинкино». Таким образом, перечисленные подстанции образуют сеть напряжением 220 кВ. Юго-Восточные электрические сети имеет связь с Центральными электрическими сетями по линиям С-801, С-802, и еще одну связь с ВЭС по линиям С-41, С-44 до ПС «Тайшет». Перетоки мощности по всем этим связям зависят от режима работы потребителей и могут изменять направления в зависимости от того, избыток или недостаток активной и реактивной мощностей в сетях.
Ключевыми подстанциями ЮВЭС являются ПС «Саянская-тяговая», «Бородинская 1» и «Камала 2». Это узловые, наиболее ответственные, с точки зрения надежности, подстанции, служащие для связи сетей различного класса напряжения, либо через них проходит межсистемный транзит мощности. Остальные подстанции, образующие сеть 110 кВ, являются либо тяговыми, либо тупиковыми. Они в свою очередь являются питающими, для сети 35кВ. Благодаря наличию многократных связей между сетями 220, 110, и 35 кВ становится возможным обеспечение бесперебойной работы потребительских подстанций 35/10 кВ, большинство которых находится в замкнутых контурах 35 кВ, питающихся, в свою очередь, от независимых подстанций 110 кВ. Тем самым решается основная задача электрических сетей — обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией заданного качества.
1.2 Характеристика оборудования Юго-Восточных электрических сетей
Исходные технические данные линий электропередачи СЭС (диспетчерское наименование, марка провода, протяженность) приведены далее в таблице 1.1.
Паспортные данные силовых трансформаторов установленных на подстанциях СЭС и у потребителей приведены в таблице 1.2 [1, С. 769].
Таблица 1.1 — Исходные технические данные линий электропередачи СЭС


Наименование линий электропередачи	Диспетчерский номер	Длина, км	Марка провода
Камала 1 — Городская 2	С-01	3,30	АС 120/19
Камала 1 — Городская 2	С-02	3,30	АС 120/19
Отп. на пс Городская 2	С-01	1,00	АС 120/19
Отп. на пс Городская 2	С-02	1,00	АС 120/19
Городская 1 — Промбаза	С-124	6,11	АС 120/19
Городская 1 — Промбаза	С-125	6,11	АС 120/19
Камала 1 — на Шумково	С-122	49,0	AC 150/24
Камала 1 — на Шумково	С-123	49,0	AC 150/24
Промбаза — отп. База отдыха	Т-27	5,66	AC 95/16
Отп. База отдыха — База отдыха	Т-27	1,10	AC 70/11
Отп. База отдыха — М. Камала № 17	Т-27	19,43	AC 95/16
М. Камала № 17 — Н. Камала № 16	Т-12	13,1	AC 95/16
Н. Камала № 16 — Камала 2 тяговая	Т-11	1,55	AC 120/19
Промбаза — оп. 30	Т-25	2,83	AC 95/16
Промбаза — оп. 30	Т-25	2,78	АС 50/8
Оп. 30 — Высотино	Т-25	0,03	АС 50/8
Оп. 30 — Александровка	Т-25	8,02	AC 50/8
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-63	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-64	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Бородинская 1	С-909	37,7	AC 240/32
Камала 1 — Бородинская 1	С-910	37,7	AC 240/32
Бородинская 1 — оп. 53	С-51	1,38	AC 185/29
Оп. 30 — Александровка	Т-25	8,02	AC 50/8
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-63	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-64	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Бородинская 1	С-909	37,7	AC 240/32
Камала 1 — Бородинская 1	С-910	37,7	AC 240/32
Бородинская 1 — оп. 53	С-51	1,38	AC 185/29
Оп. 30 — Александровка	Т-25	8,02	AC 50/8
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-63	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-64	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Бородинская 1	С-909	37,7	AC 240/32
Камала 1 — Бородинская 1	С-910	37,7	AC 240/32
Бородинская 1 — оп. 53	С-51	1,38	AC 185/29
Оп. 30 — Александровка	Т-25	8,02	AC 50/8
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-63	37,8	AC 400/51
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-64	37,8	AC 400/51
Уяр тяговая — Камарчага тяговая	С-54	36,70	АС 185/29
Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138	Т-80	0,5	АС 70/11
Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138	Т-81	0,5	АС 70/11
Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138	Т-81	1,6	АС 70/11
Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138	Т-80	1,6	АС 70/11
Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83	Т-80	6,4	АС 70/11
Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83	Т-81	6,4	АС 70/11
Отп. Первоманская № 83 — Первоманская	Т-80	0,5	АС 70/11
Отп. Первоманская № 83 — Первоманская	Т-81	0,5	АС 70/11
Отп. Первоманская № 83 — отп. Зеленые горки	Т-80	2,3	АС 70/11
Камарчага тяговая — отп. Н. Есауловка	Т-22	2,94	АС 70/11
Отп. Зеленые горки — Зеленые горки	Т-80	9,6	АС 70/11
	Т-81	9,6	АС 70/11
Отп. Н. Есауловка — Н. Есауловка	Т-22	0,65	АС 70/11
Отп. Н. Есауловка — Шалинская	Т-22	7,78	АС 70/11
Шалинская — оп. 211	Т-83	30,0	АС 50/8
Отп. Зеленые горки — Ветвистое № 80	Т-80	2,3	АС 70/11
	Т-81	2,3	АС 70/11
Оп. 211 — Б. Унгут	Т-86	17,03	АС 50/8
Оп. 211 — Нарва	Т-82	12,0	АС 50/8
Сугристое — Имбеж	Т-85	20,0	АС 35/6,2
Имбеж — Партизанская	Т-50	22,0	АС 35/6,2
Партизанская — Саянская тяговая	С-905	19,9	АС 120/19
	С-906	19,9	АС 120/19
Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговая	С-41	43,8	АС 150/24
	С-42	43,8	АС 150/24
Отп. Ирбейская тяговая — Ирбейская тяговая	С-42	1,27	АС 150/24
Ирбейская тяговая — Рассвет	Т-65	11,06	АС 70/11
Рассвет — Н. Троицкая	Т-36	16,2	АС 50/8
Н. Троицкая — Победа	Т-37	18,4	АС 70/11
Победа — Агинская	Т-38	12,7	АС 70/11
Ирбейская тяговая — Нагорная	Т-20	5,31	АС 70/11
Отп. Ирбейская тяговая — Нагорная	С-42	6,10	АС 150/24
Отп. Ирбейская тяговая — ВЭС	С-41	72,57	АС 150/24
НагорнаяТальская	Т-30	33,2	АС 70/11
	Т-31	33,2	АС 70/11
НагорнаяМаловка	Т-70	12,62	АС 70/11
Маловка — Тумаково	Т-59	13,12	АС 70/11
Тумаково — У. Яруль	Т-60	17,9	АС 70/11
У. Яруль — оп.87	Т-21	9,20	АС 70/11
Оп. 87 — Латынцево	Т-21	1,30	АС 70/11
Оп. 87 — Нагорная	Т-21	10,4	АС 70/11
Нагорная — ВЭС	С-44	22,6	АС 150/24
Агинская — Малиновка	Т-64	20,16	АС 70/11
Агинская — Кулижниково	Т-44	11,96	АС 70/11
Кулижниково — Ивановка	Т-45	13,62	АС 70/11
Кравченко тяговая — В. Рыбное	Т-52	5,01	АС 70/11
Кравченко тяговая — Мана тяговая	Д-32	50,22	АС 300/39
Мана тяговая — Крол тяговая	Д-31	41,34	АС 300/39
Кравченко тяговая — Саянская тяговая	Д-33	46,95	АС 300/39
Саянская тяговая — Рыбинская НПС	С-881	33,4	АС 120/19
Рыбинская НПС — Тульская	Т-57	22,54	АС 70/11
Тульская — В. Уря	Т-54	16,49	АС 70/11
В. Уря — Межово	Т-61	18,54	АС 70/11
Межово — Саянская тяговая	Т-7	16,48	АС 120/19
Саянская тяговая — ПУР	Т-16	10,3	АС 95/16
	Т-23	10,3	АС 95/16
ПУРПереясловка	Т-16	9,6	АС 50/8
Переясловка — Толстихино	Т-17	18,6	АС 70/11
Толстихино — Сушиновка	Т-40		АС 70/11
Уяр городская — оп. 25	Т-41	4,3	АС 95/16
Оп. 25 — Юлия	Т-41	0,8	АС 95/16
Оп. 25 — оп. 34	Т-41	1,1	АС 95/16
Оп. 34 — Сушиновка	Т-41	4,43	АС 95/16
Оп. 34 — Борьба	Т-41	6,53	АС 95/16
БорьбаУяр городская	Т-68	5,4	АС 70/11
Уяр городская — Карьеры	Т-71	10,2	АС 70/11
Карьеры — оп. 81	Т-66	0,053	АС 70/11
Оп. 81 — Громадская	Т-66	1,09	АС 70/11
Оп. 81 — оп.21	Т-66	8,83	АС 70/11
Уяр городская — оп. 21	Т-66	25,96	АС 70/11
Оп. 21 — Балай	Т-66	18,88	АС 70/11
Балай — оп. 74	Т-67	10,75	АС 70/11
Оп. 74 — Марьевка	Т-67	0,05	АС 70/11
Оп. 74 — Уяр городская	Т-67	19,24	АС 70/11
Уяр городская — Н. Пятницкая	Т-72	18,6	АС 70/11
Н. Пятницкая — УПТФ	Т-29	12,6	АС 70/11
Оп. 81 — Громадская	Т-66	1,09	АС 70/11
Оп. 81 — оп.21	Т-66	8,83	АС 70/11
УПТФ — Буйная тяговая	Т-8	6,75	АС 70/11
УПТФ — Заозерновская № 4	Т-8	8,3	АС 70/11
Бородинская 1 — Уральская	Т-1	7,3	АС 95/16
	Т-2	7,3	АС 95/16
Уральская — оп. 65	Т-9	7,63	АС 70/11
Оп. 65 — Заозерновская № 13	Т-9	0,03	АС 70/11
Оп. 65 — Комб. Завод № 33	Т-9	1,6	АС 70/11
Заозерновская № 13 — оп. 21	Т-10	0,03	АС 70/11
Оп. 21 — Комб. Завод № 33	Т-10	1,6	АС 70/11
Оп. 21 — Заозерновская № 4	Т-10	3,1	АС 70/11
Тальская — Степановка	Т-19	29,3	АС 70/11
Саянская тяговая — Иннокентьевка	Т-46	21,9	АС 70/11
Иннокентьевка — Партизанская	Т-47	23,8	АС 70/11
Оп. 53 — Совхозы	С-51	14,7	АС 120/19
Северная — Степной Баджей	Т-130	30,6	АС 95/16
Бородинская 1 — Жилпосёлок	С-915	1,47	АС 70/11
	С-916	1,47	АС 70/11
Бородинская 1 — отп. КТПБ	С-917	7,12	АС 120/19
Отп. КТПБ — КТПБ	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. КТПБ — отп. Катэк	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Катэк	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Промплощадка	С-917	2,20	АС 120/19
Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22	С-918	7,12	АС 120/19
Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22	С-918	2,20	АС 120/19
Отп. Карьерная № 22 — отп. Катэк	С-918	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Катэк	С-918	2,20	АС 120/19
Бородинская 1 — отп. КТПБ	С-917	7,12	АС 120/19
Отп. КТПБ — КТПБ	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. КТПБ — отп. Катэк	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Катэк	С-917	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Промплощадка	С-917	2,20	АС 120/19
Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22	С-918	7,12	АС 120/19
Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22	С-918	2,20	АС 120/19
Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22	С-918	2,20	АС 120/19
Отп. Карьерная № 22 — отп. Катэк	С-918	2,20	АС 120/19
Отп. Катэк — Катэк	С-918	2,20	АС 120/19
Тальская — Подсобное хозяйство	Т-32	25,0	АС 70/11
	Т-33	25,0	АС 70/11
Тальская — Подсобное хозяйство	Т-32	25,0	АС 70/11
Отп. Первоманская № 83 — отп. Зеленые горки	Т-81	2,3	АС 70/11

1.3 Исходные данные для расчетов
При расчете установившегося режима наибольший интерес представляет расчет режимов работы электрических сетей в зимний период. По сравнению с летним периодом, он характеризуется более напряженной работой всех элементов сети. Выключатели, отключенные в данном режиме работы, указаны в таблице 1.6, отключенные ветви ЛЭП и трансформаторов указаны в таблице 1.7. В качестве исходных данных использована карта замеров нагрузок и напряжений по подстанциям Юго-Восточных электрических сетей. Замеры нагрузок по подстанциям СЭС, сделанные 16 декабря 2012 года в 1000 часов, приведены в таблице 1.3. В таблице приведены также данные о положении РПН и ПБВ трансформаторов в часы контрольных замеров.
Таблица 1.3 — Контрольные замеры нагрузок и напряжений


Подстанция	Номер транс.	Активная нагрузка, МВт	Реактивная нагрузка, Мвар	Напряжение, кВ	Номер отпайки
		СН	НН	НС	НН	В	С	Н	РПН, ПБВ
Уяр-город			1,54		0,73	227,7	36,5	10,4
			0,57			227,7	35,6	10,2
Балайская			0,57		0,24	36,3		10,7
			0,01		0,47	36,3		10,8
Н. Пятницкая			0,25		0,1	35,4		10,6
			0,32		0,14	35,4		10,5
Сушиновка			0,08		0,05	35,3		10,5
			0,75		0,37	35,3		10,4
Толстихино			1,0		0,47	35,1		10,7
			0,18		0,07	35,1		10,9
Юлия			2,27		1,08	35,4		6,3
Борьба			0,52		0,23	36,5		10,7
			0,37		0,16	35,3		10,7
Карьеры			0,76		0,35	118,0		36,4

Бородинская			1,03		0,4	10,6		6,2
			3,12		1,45	10,7		6,1
Рыбинская			1,81		0,77	117,3		6,0
			4,32		0,52	114,7		6,1
Совхозы			0,64		0,34	114,7		10,4
			0,03		0,02	114,7		10,2
Заозерновская 4			1,59		0,41	113,6		10,7
			3,07		0,86	114,0		10,0
Заозерновская 13			0,83		0,38	37,1		6,6
			0,51		0,21	37,4		6,7
Солянка			1,05		0,51	113,6		10,1
			1,25		0,61	113,6		10,4
Александровка			0,38		0,17	35,2		10,4
			0,39		0,17	37,0		11,0
УПТФ			0,16		0,06	36,9		10,3
			0,8		0,39	35,4		10,4
Переясловка			0,56		0,26	36,0		10,7
			0,45		0,22	36,0		10,7
Н. Камала			0,73		0,33	37,6		10,2
			0,34		0,14	37,6		10,5
М. Камала			0,25		0,11	37,6		10,7

ККЗ-33			2,54		1,21	37,3		10,1
			2,41		1,15	37,0		10,5
Высотино			1,0		0,47	35,2		10,4
Тульская			0,08		0,02	35,0		10,6
			0,38		0,1	35,0		10,6
Марьевка			0,08		0,03	36,4		10,9
Нагорная		2,0	2,7	2,03	1,28	118,7	35,7	10,0
		1,89	2,89	0,87	1,37	118,7	36,1	10,1
У. Яруль		1,94	9,10	1,08	0,20	113,3	37,0	6,4
		1,49	10,8	1,70	0,10	114,6	37,0	6,4
Рассвет		1,36		0,82		118,0	37,0

Тальская			5,20		0,20	113,3		6,1
			0,70		0,10	114,9		6,1
Степановка			2,20		0,10	113,7		6,1
Тумаково			0,61		0,28	35,7		10,6

В. Уря			0,6		0,29	36,2		10,7
			0,2		0,07	35,0		10,8
Н. Троицкая			0,74		0,34	35,2		10,3

Маловка			0,33		0,14	35,9		10,5
			0,19		0,07	35,9		10,5
Подсобное Хозяйство			0,05		0,02	35,1		10,3
			0,13		0,09	35,8		10,5
Партизанская		0,9	1,85	8,35	0,39	118,2	37,0	10,3
		0,84	2,02	9,30	0,54	118,2	37,0	10,3
Имбеж			0,44		0,17	36,5		10,9
			0,36		0,13	36,5		10,9
Иннокентьевка			0,18		0,06	36,2		10,7
			0,43		0,17	36,2		10,8
Ивановка			0,15		0,02	35,0		10,8
			0,45		0,09	36,2		10,4
В. Рыбное			0,19		0,06	35,0		10,5
Степной Баджей			0,39		0,12	35,6		10,5
Агинская			2,87		0,73	117,6		10,1
			3,44		0,8	117,5		10,1
Межово			0,1		0,04	36,4		11,0
			0,11		0,04	36,4		11,0
Кулижниково			0,31		0,13	35,0		10,5
			0,82		0,38	35,0		10,6
Унер			0,35		0,07	118,1		10,3
			0,74		0,28	118,1		10,4
Малиновка			0,31		0,13	35,2		10,4
			0,17		0,06	35,2		10,5
Победа			0,44		0,19	35,6		10,8

Шалинская			2,6		1,24	35,8		10,9
			2,29		1,09	35,8		10,7
Первоманская			0,18		0,07	36,5		6,4
			1,95		0,92	36,4		6,5
Сугристое			0,11		0,04	36,5		10,9
			0,16		0,06	36,5		10,5
Ветвистое			0,86		0,4	36,5		11,0
			0,36		0,15	36,4		10,9
ККЗ-138			1,33		0,62	10,6		10,6
			0,65		0,37	10,9		10,9
Нарва			1,25		0,58	35,0		10,8
Зелёные горки			0,1		0,02	36,4		10,7
			0,08		0,02	36,5		10,6
Уяр-тяговая		5,0	8,0	3,0	1,0	113,1	36,6	26,7

Камарчага-тяговая		12,6	12,0	6,55	8,0	115,2	36,6	27,2

Уральская			0,34		0,15	37,7		6,3
			1,78		0,84	36,9		6,5
Ирбейская-тяговая		0,7	3,96	0,32	2,38	118,6	36,8	28,4

Буйная-тяговая		0,7	1,73	3,34	0,84	114,0	37,0	26,8
		0,16	1,95	3,14	2,62	114,0	37,0	26,8
Камала 2		1,35	8,0	0,6	4,0	114,3	37,6	26,7

Громадская			1,01		0,44	35,0		6,1
Кравченко-тяговая		1,18	5,28	0,3	4,62	228,2	36,3	26,5
		2,35	1,85	1,87	1,49	228,2	36,3	26,5
Мана-тяговая			0,9		1,2	228,3	29,7	10,5
			1,09		0,17	228,3	29,7	10,5

1.4 Составление расчетной схемы замещения Юго-Восточных электрических сетей и определение ее параметров
Для выполнения расчета установившегося режима Юго-Восточных электрических сетей необходимо составить схему замещения, представляющую собой совокупность схем замещения отдельных элементов сети (трансформатор, линия электропередачи), соединенных между собой в том же порядке, что и в реальной схеме.
Линии электропередач представляются П-образной схемой замещения (рисунок 1.1), а для трансформаторов используется Г-образная схема (рисунок 1.2) или многолучевая звезда.
Линии электропередачи характеризуются продольным сопротивлением:
Zл = Rл+jXл,
где Rл — активное сопротивление линии;
Xл — индуктивное сопротивление линии.
Поперечной проводимостью:
где Gл — активная проводимость линии;
Bл — ёмкостная проводимость линии.
Для линий электропередач поперечным элементом схемы замещения является емкостная проводимость, обусловленная емкостью между проводами фаз ВЛ и поверхностью земли.
Активная проводимость линии соответствует двум видам потерь активной мощности: от тока утечки через изоляторы и потерями на корону. Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощности в изоляторах можно пренебречь. Потери на корону в сетях до 220 кВ также невелики, поэтому при расчете активная проводимость не учитывается.
Активная проводимость возникает из-за вихревых полей вокруг обмоток, приводящих к нагреванию находящихся вблизи металлических составных частей трансформатора: бак трансформатора, токопроводы, радиаторы, ограждение и так далее. Реактивная проводимость, обусловлена потерями реактивной мощности в магнитопроводе трансформатора, из-за явлений намагничивания стали и гистерезиса.
Рисунок 1.1 — Схема замещения линии электропередачи
Значение Rл, Xл, Bл определяется длиной линии между соседними узлами расчётной схемы и значениями удельных параметров:
Rл = rо · l,
Xл = xo · l,
Bл = bo · l,
где ro, хо, bo — удельное активное, реактивное сопротивление и емкостная проводимость линии;
l — длина линии электропередачи.
Проведем расчет параметров схемы замещения линии Д-32 (220 кВ) Кравченко-тяговая — Мана-тяговая, протяженностью 50,22 км. По данным, полученным в ОДС Юго-Восточных сетей, удельные параметры провода АC 300/39, которым выполнена линия, имеют следующие значения
rо = 0,108 Ом/км;
xо = 0,422 Ом/км;
bо = 2,71 · 10−6 См/км.
Проведем расчет по вышеописанным формулам
Rл = 0,108? 50,22 = 5,42 Ом;
Xл = 0,422? 50,22 = 21,2 Ом;
Bл = 2,71? 50,22 = 136,1 мкСм.
Таблица 1.4 — Расчетные параметры ЛЭП


Направление линий	Код ЛЭП	Расчетные данные
		R, Ом	X, Ом	B, мкСм

Камала 1 — Городская 2	С-01	0,870	1,370	8,72
Камала 1 — Городская 2	С-02	0,870	1,370	8,72
Отп. на пс Городская 2	С-01	0,270	0,420	2,69
Отп. на пс Городская 2	С-02	0,270	0,420	2,69
Городская 1 — Промбаза	С-124	1,521	2,610	16,25
Городская 1 — Промбаза	С-125	1,521	2,610	16,25
Промбаза — отп. База отдыха	Т-27	1,732	2,380	15,90
Отп. База отдыха — База отдыха	Т-27	0,471	0,480	3,00
Отп. База отдыха — М. Камала № 17	Т-27	5,946	8,180	54,60
М. Камала № 17 — Н. Камала № 16	Т-12	4,009	5,520	36,81
Н. Камала № 16 — Камала 2 тяговая	Т-11	0,386	0,640	4,42
Промбаза — оп. 30	Т-25	0,870	1,190	7,95
Промбаза — оп. 30	Т 25	1,640	1,230	7,37
Оп. 30 — Высотино	Т-25	0,020	0,010	0,08
Оп. 30 — Александровка	Т-25	4,750	3,550	21,25
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-63	3,430	15,10	113,50
Камала 1 — Камала 2 тяговая	С-64	3,430	15,10	113,50
Камала 1 — Бородинская 1	С-909	4,520	15,27	105,90
Камала 1 — Бородинская 1	С-910	4,520	15,27	105,90
Бородинская 1 — оп. 53	С-51	0,240	0,490	3,40
Оп. 53 — Камала 2 тяговая	С-51	1,920	4,620	31,90
Бородинская 1 — Камала 2 тяговая	С-52	2,030	5,160	34,38
Камала 2 тяговая — Солянка № 28	С-65	1,580	6,940	42,69
Камала 2 тяговая — Канск опорная	С-68	2,730	11,95	73,52
Солянка № 28 — Канск опорная	С-67	2,170	9,520	58,56
Уяр городская № 25 — отп. Заозерновская 4	С-805	8,930	21,50	155,40
Камала 2 тяговая — отп. Заозерновская № 4	С-805	3,970	10,12	67,38
Камала 2 тяговая — отп. Заозерновская № 4	С-806	3,970	10,12	67,38
отп. Заозерновская № 4 — Заозерновская № 4	С-805	0,480	1,150	7,90
отп. Заозерновская № 4 — Заозерновская № 4	С-806	0,480	1,150	7,90
Уяр городская № 25 — отп. Уяр тяговая	С-53	0,590	1,430	9,90
Буйная тяговая — отп. Уяр тяговая	С-54	5,100	12,15	83,80
отп. Уяр тяговая — Уяр тяговая	С-53	0,459	1,100	7,61
отп. Уяр тяговая — Уяр тяговая	С-54	0,459	1,100	7,61
Уяр тяговая — Камарчага тяговая	С-53	6,390	15,38	106,1
Уяр тяговая — Камарчага тяговая	С-54	6,390	15,38	106,1
Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138	Т-80	0,160	0,210	1,37
Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138	Т-81	0,160	0,210	1,37
Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138	Т-81	0,685	0,691	4,37
Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138	Т-80	0,685	0,691	4,37
Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83	Т-80	2,740	2,760	17,47
Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83	Т-81	2,740	2,760	17,47
Отп. Первоманская № 83 — Первоманская	Т-80	0,210	0,220	1,36
Отп. Первоманская № 83 — Первоманская	Т-81	0,210	0,220	1,36
Отп. Первоманская № 83 — отп. Зел. горки	Т-80	0,760	0,940	6,30
Отп. Первоманская № 83 — отп. Зел. горки	Т-81	0,760	0,940	6,30
Отп. Зеленые горки — Зеленые горки	Т-80	4,110	4,150	26,21
Отп. Зеленые горки — Зеленые горки	Т-81	4,110	4,150	26,21
Отп. Зеленые горки — Ветвистое № 80	Т-80	0,760	0,940	6,30
Отп. Зеленые горки — Ветвистое № 80	Т-81	0,760	0,940	6,30
Камарчага тяговая — отп. Н. Есауловка	Т-22	1,258	1,270	8,03
Отп. Н. Есауловка — Н. Есауловка	Т-22	0,278	0,281	1,77
Отп. Н. Есауловка — Шалинская	Т-22	3,30	3,361	21,24
Шалинская — оп. 211	Т-83	17,76	13,29	79,50
Оп. 211 — Б. Унгут	Т-86	10,08	7,54	45,13
Оп. 211 — Нарва	Т-82	7,10	5,32	31,80
Сугристое — Имбеж	Т-85	15,80	8,90	51,80
Имбеж — Партизанская	Т-50	17,38	9,79	56,98
Партизанская — Саянская тяговая	С-905	4,95	8,50	52,93
Партизанская — Саянская тяговая	С-906	4,95	8,50	52,93
Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговая	С-41	8,67	18,40	118,3
Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговая	С-42	8,67	18,40	118,3
Отп. Ирбейская тяговая — Ирбейская тяговая	С-42	0,251	0,533	3,43
Ирбейская тяговая — Рассвет	Т-65	4,73	4,78	30,19
Рассвет — Н. Троицкая	Т-36	9,59	7,18	42,93
Н. Троицкая — Победа	Т-37	7,87	7,95	50,23
Победа — Агинская	Т-38	5,44	5,49	34,67
Ирбейская тяговая — Нагорная	Т-20	2,27	2,29	14,50
Отп. Ирбейская тяговая — Нагорная	С-42	1,21	2,56	16,47
Отп. Ирбейская тяговая — ВЭС	С-41	14,7	29,2	192,3
НагорнаяТальская	Т-31	14,2	14,3	90,64
НагорнаяМаловка	Т-70	5,40	5,45	34,45
Маловка — Тумаково	Т-59	5,61	5,67	35,82
Тумаково — У. Яруль	Т-60	7,66	7,73	48,87
У. Яруль — оп. 87	Т-21	3,94	3,97	25,12
Оп. 87 — Латынцево	Т-21	0,556	0,562	3,55
Оп. 87 — Нагорная	Т-21	4,45	4,49	28,39
Нагорная — ВЭС	С-44	4,75	9,40	61,92
Тальская — Подсобное хозяйство	Т-32	10,7	10,8	68,25
Тальская — Подсобное хозяйство	Т-33	10,7	10,8	68,25
Агинская — Малиновка	Т-64	8,63	8,71	55,04
Агинская — Кулижниково	Т-44	5,12	5,17	32,65
Кулижниково — Ивановка	Т-45	5,83	5,88	37,18
Кравченко тяговая — В. Рыбное	Т-52	2,14	2,16	13,68
Кравченко тяговая — Мана тяговая	Д-32	4,92	21,5	132,6
Мана тяговая — Крол тяговая	Д-31	4,05	17,7	109,1
Кравченко тяговая — Саянская тяговая	Д-33	4,60	20,1	123,9
Саянская тяговая — Рыбинская НПС	С-881	8,32	14,3	88,84
Рыбинская НПС — Тульская	Т-57	9,65	9,74	61,53
Тульская — В. Уря	Т-54	7,06	7,12	45,02
В. Уря — Межово	Т-61	7,94	8,01	50,61
Межово — Саянская тяговая	Т-7	4,10	6,82	46,97
Саянская тяговая — ПУР	Т-16	3,15	4,34	28,94
Саянская тяговая — ПУР	Т-23	3,15	4,34	28,94
ПУРПереясловка	Т-16	5,68	4,25	25,44
Переясловка — Толстихино	Т-17	7,96	8,04	50,78
Толстихино — Сушиновка	Т-40	9,42	9,50	60,06
Уяр городская — оп. 25	Т-41	1,32	1,81	12,08
Оп. 25 — Юлия	Т-41	0,245	0,337	2,25
Оп. 25 — оп. 34	Т-41	0,337	0,463	3,09
Оп. 34 — Сушиновка	Т-41	1,36	1,86	12,45
Оп. 34 — Борьба	Т-41	2,00	2,75	18,35
БорьбаУяр городская	Т-68	2,31	2,33	14,74
Уяр городская — Карьеры	Т-71	4,37	4,41	27,85
Карьеры — оп. 81	Т-66	0,023	0,023	0,145
Оп. 81 — Громадская	Т-66	0,466	0,471	2,98
Оп. 81 — оп.21	Т-66	3,78	3,81	24,10
Уяр городская — оп. 21	Т-66	11,11	11,21	70,87
Балай — оп. 74	Т-67	4,60	4,64	29,35
Оп. 74 — Марьевка	Т-67	0,021	0,022	0,136
Оп. 74 — Уяр городская	Т-67	8,23	8,31	52,52
Уяр городская — Н. Пятницкая	Т-72	7,96	8,04	50,78
Н. Пятницкая — УПТФ	Т-29	5,39	5,44	34,40
УПТФ — оп. 19	Т-8	2,87	2,89	18,29
Оп. 19 — Заозерновская № 4	Т-8	0,680	0,690	4,37
Оп. 19 — Буйная	Т-8	0,020	0,020	0,140
Бородинская 1 — Уральская	Т-1	2,23	3,07	20,51
Бородинская 1 — Уральская	Т-2	2,23	3,07	20,51
Уральская — оп. 65	Т-9	3,27	3,30	20,83
Оп. 65 — Заозерновская № 13	Т-9	0,013	0,013	0,082
Оп. 65 — Комб. Завод № 33	Т-9	0,685	0,691	4,37
Заозерновская № 13 — оп. 21	Т-10	1,33	1,34	8,46
Оп. 21 — Комб. Завод № 33	Т-10	0,685	0,691	4,37
Оп. 21 — Заозерновская № 4	Т-10	0,013	0,013	0,082
Тальская — Степановка	Т-19	12,54	12,66	79,99
Саянская тяговая — Иннокентьевка	Т-46	9,37	9,46	59,79
Иннокентьевка — Партизанская	Т-47	10,19	10,28	64,97
Оп. 53 — Совхозы	С-51	3,66	6,30	39,10
Северная — Степной Баджей	Т-130	9,36	12,88	85,99
Бородинская 1 — Жилпосёлок	С-915	0,630	0,620	3,60
Бородинская 1 — Жилпосёлок	С-916	0,630	0,620	3,60
Бородинская 1 — отп. КТПБ	С-917	1,92	3,00	19,10
Отп. КТПБ — КТПБ	С-917	0,590	0,930	5,90
Отп. КТПБ — отп. Катэк	С-917	0,590	0,930	5,90
Отп. Катэк — Катэк	С-917	0,590	0,930	5,90
Отп. Катэк — Промплощадка	С-917	0,590	0,930	5,90
Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22	С-918	1,92	3,00	19,10
Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22	С-918	0,590	0,930	5,90
Отп. Карьерная № 22 — отп. Катэк	С-918	0,590	0,930	5,90
Отп. Катэк — Катэк	С-918	0,590	0,930	5,90
Отп. Катэк — Промплощадка	С-918	0,590	0,930	5,90

Двухобмоточный трансформатор представляется Г-образной схемой замещения.
Рисунок 1.2 — Г-образная схема замещения двухобмоточного трансформатора
Продольная часть схемы замещения содержит Rт и Хт — активное и реактивное сопротивление трансформатора.
Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной и приведенной к ней вторичной обмоток.
При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадрат коэффициента трансформации.
Поперечная ветвь (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей Gт и Bт. Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания Im. Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.
Для каждого трансформатора известны следующие параметры (паспортные данные):
Sном — номинальная мощность, МВ? А;
Uв.ном, Uн. ном — номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения, кВ;
pх — активные потери холостого хода, кВт;
Iх — ток холостого хода, %;
pк — потери короткого замыкания, кВт;
uк — напряжение короткого замыкания, %.
По этим данным определяются все параметры схемы замещения трансформатора (сопротивления и проводимости), а также потери мощности в нем.
Параметры поперечной части схемы замещения, См
, (1.1)
. (1.2)
Параметры продольной части схемы замещения, Ом
, (1.3)
. (1.4)
Проведем расчет параметров схемы замещения трансформатора ТДН-16 000/110 подстанции Карьерная № 22 по вышеописанным формулам.
Паспортные данные взяты из таблицы 1.2.
Паспортные данные трансформатора взяты из таблицы 1.2.
Sном = 16 МВ? А; Iх = 0,7%;
pх = 19,0 кВт; uк = 10,5%;
pк = 85,0 кВт; Uном = 115 кВ;
См;
См;
Ом;
Ом.
Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора приведена на рисунке 1.3. Как и для двухобмоточного трансформатора, сопротивление обмоток низшего и среднего напряжений приведены к высшему напряжению.
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов задаются три значения потерь короткого замыкания по парам обмоток pк, вн, pк, вс, pк, сн или на одну пару обмоток ДPкв-с, три напряжения короткого замыкания по парам обмоток uк, вн, uк, вс, uк, сн.
Напряжения КЗ для лучей схемы замещения uк, в, uк, с, uк, н, %
,
,
.
Рисунок 1.3 — Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора
По найденным значениям uк, в, uк, с, uк, н определяются реактивные сопротивления обмоток Хв, Хс, Хн по выражению (1.4) для двухобмоточного трансформатора.
Реактивное сопротивление одного из лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора (обычно среднего напряжения) близко к нулю.
Для трехобмоточных трансформаторов с одинаковыми мощностями обмоток суммарные потери КЗ поровну распределяются между соответствующими обмотками, то в этом случае активные сопротивления для лучей схемы замещения вычисляются по формуле
Ом. (1.5)
Для автотрансформатора активные сопротивления Rв и Rс рассчитываются аналогично, но так как мощность обмотки НН равна 50% от номинальной, активное сопротивление Rн определяется по формуле
, (1.6)
где — коэффициент приведения, равный 0,5 [1, С. 133].
Параметры поперечной части схемы замещения для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определяются по формулам (1.1) и (1.2).
Проведем расчет параметров схемы замещения автотрансформатора
АТДТНГ-60 000/220/110 Саянская-тяговая. Паспортные данные взяты из таблицы 1.2.
Sном = 60 MB? A; uк, сн = 23,8%;
pх = 85 кВт; pк, вс = 204 кВт;
Iх = 2,0%; Uв. ном = 220 кВ; uк, вс = 9,5%; Uс. ном = 121 кВ;
uк, вн = 34,5%; Uн. ном = 11 кB.
Определим напряжения КЗ, соответствующие лучам схемы замещения:
;
;
.
Расчетные параметры схемы замещения автотрансформатора в соответствии с (1.1−1.6)
См;
См;
Ом;
Ом;
Ом;
Ом;
Ом.
Расчетные параметры трансформаторов и автотрансформаторов сведем в таблицу 1.5. При составлении схемы замещения следует отметить, что положение РПН (ПБВ), принятые на карте контрольных замеров, представлены в следующей классификации:
РПН ± 12 1,0% - от 1 до 25;
РПН ± 9 1,78% - от 1 до 19;
РПН ± 8 1,5% - от 1 до 17;
РПН ± 6 1,5%, ± 6 2,0% - от 1 до 13;
РПН ± 4 2,5% - от 1 до 9;
ПБВ ± 2 2,5% - от 1 до 5.
Здесь, например для РПН ± 9 Ч 1,78 первому положению по замерам соответствует девятое положение РПН в программе, десятому — нулевое положение РПН, а девятнадцатому — минус девятое. Следовательно, для подстанции Малиновка, имеющей на карте контрольных замеров восьмое положение РПН, в программе положение РПН будет вторым. Аналогично производится перерасчет положений ответвлений РПН для других подстанций.
Таблица 1.6 — Отключенные выключатели, секционные разъединители


Место установки выключателя, секционного разъединителя	Сторона	Номера узлов по схеме замещения
ПС Камарчага-тяговая	ВН	1174−1173
	СН	1173−1197
ПС Буйная-тяговая	ВН	3514−3513
	НН	1159−1160
ПС УПТФ	ВН	3516−3517
ПС Уяр городская	СН	3521−3520
ПС Уяр-тяговая	ВН	1169−1170
ПС Н. Пятницкая	ВН	3519−3518
ПС ККЗ № 138	ВН	3709−3710
ПС Карьеры	ВН	3604−4006
ПС Первоманская	ВН	3942−3943
ПС Сугристое	ВН	3702−3701
ПС Имбеж	ВН	3554−3553
ПС Ивановка	ВН	4001−3559
ПС Зелёные горки	ВН	3716−3715
ПС Заозёрновская 4	ВН	1156−1155
ПС Александровка	ВН	1034−1036
ПС Камала 2	ВН	1103−1102
	НН	2702−2701
ПС Пром. база	ВН	1181−1182
	НН	1006−1005
ПС Балай	ВН	3601−3602
ПС М. Камала	ВН	3505−3504
	НН	3505−1009
ПС Борьба	ВН	3597−4009
ПС Сушиновка	ВН	3594−3595
ПС Толстихино	ВН	3593−3592
ПС Переясловка	ВН	3044−3011
ПС Партизанская	ВН	1151−1152
	СН	3550−3549
ПС Иннокентьевка	ВН	3548−3547
ПС Солянка	ВН	1119−1120
ПС Рыбинская	ВН	1127−1126
ПС Совхозы	ВН	118−1125
ПС Раздолинская	ВН	1110−1109
	СН	3532−3531
ПС Комб. Завод № 33	ВН	3527−3526
ПС Заозёрновская № 13	ВН	4004−4005
ПС Уральская	ВН	3528−3529
ПС Тульская	ВН	3545−3544
ПС Рассвет	ВН	3571−3570
ПС Н. Камала	ВН	3503−3502
ПС ПУР	ВН	3589−3811
ПС Межово	ВН	3540−3541
ПС В. Уря	ВН	3542−3543
ПС Малиновка	ВН	3564−3563
ПС Кулижниково	ВН	3560−3561
ПС Унер	ВН	1185−1186
ПС Жилпосёлок	ВН	1113−1114
ПС Подсобное хозяйство	ВН	3579−3580
ПС Победа	ВН	3567−3566
ПС Н. Троицкая	ВН	3569−3568
ПС Ирбейская тяговая	ВН	1135−1134
ПС Тальская	ВН	3576−3577
ПС Агинская	ВН	1147−1148
	СН	3562−3265
ПС Нагорная	ВН	1138−1139
	СН	3573−3574
ПС Маловка	ВН	3588−3587
ПС Тумаково	ВН	3586−3585
ПС У. Яруль	ВН	3584−3583

Таблица 1.7 — Отключенные ветви ЛЭП и трансформаторов


Наименование ветви	Номера узлов по схеме замещения
1 Т ПС Подсобное хозяйство	3580−1060
2 Т ПС Тумаково	3585−1055
1 Т ПС Н. Троицкая	3569−1065
1 Т ПС Победа	3566−1068
2 Т ПС М. Камала № 17	3505−1009
2 Т Ирбейская-тяговая	1134−1137
1 Т Саянская-тяговая	2202−2204
Средняя сторона ПС Рыбинская 2Т	1128−3546
Средняя сторона Камала 2-тяговая 1Т	1105−3501
Средняя сторона Камала 2-тяговая 2Т	1104−3501
1 Т ПС Буйная-тяговая	3513−1161
Средняя сторона Камарчага-тяговая 2Т	1197−3706
Низкая сторона Камарчага-тяговая 1Т	1198−2727
2 Т ПС Карьеры	4006−1016
Низкая сторона ПС Уяр-тяговая 1Т	1171−2710
Средняя сторона ПС Уяр-тяговая 2Т	1172−3606
Т-48 отпайка Кравченко-тяговая-В. Рыбное	3558−3556
Т-84 Шалинская-Сугристое	3703−3702
Средняя сторона ПС Мана-тяговая 2Т	2209−2707
Низкая сторона ПС Мана-тяговая 1Т	2210−3608
Средняя сторона ПС Партизанская № 47 2Т	1153−3550
Т-46 Саянская-тяговая-Иннокентьевка 46	3539−3547
Т11 Камала 2-тяговая-Н. Камала	3501−3502
Т65 Ирбейская-тяговая-Рассвет	3572−3571
Т20 Нагорная-Ирбейская-тяговая	3573−3572
Т32 Тальская-Подсобное хозяйство	3576−3579

2. Методика расчета параметров установившихся режимов электрических систем
2.1 Математическая постановка задачи
Расчет УР электрических систем заключается в определении напряжений в узлах системы, используя которые определяются потокораспределения и потери мощности в электрических сетях (ЭС). Математически эта задача формулируется как решение системы нелинейных уравнений, описывающих режим. Основой математического описания являются законы Ома и Кирхгофа. Наиболее удобным для реализации на ЭВМ являются уравнения узловых напряжений (УУН), связывающие напряжения в узлах ЭС и мощности (токи), подводимые к этим узлам, через параметры схемы.
В данном программном комплексе используются УУН в форме баланса мощностей [2]
, i = 1,2,…n (2.1)
или в матричном виде
,
где матрица собственных и взаимных проводимостей обладает следующими свойствами:
-;; .
В данных уравнениях функция щSi комплексных переменных соответствует небалансу полной мощности в i-узле, n+1числу узлов ЭС, включая балансирующий с заданным напряжением Uб и заданной фазой д, равной нулю.
Для построения алгоритма расчета параметров УР на ЭВМ необходимо оперировать УУН с вещественными величинами. Тогда система УУН в прямоугольных координатах в форме баланса активных и реактивных мощностей имеет следующий вид
, (2.2)
,
где i = 1, 2,…, n;; - векторы действительных и мнимых составляющих напряжений, относительно которых решается данная система уравнений.
Функции (2.2) описывают небалансы активных и реактивных мощностей в i-ом узле, которые определяются как разница между расчетными и заданными значениями мощностей
, (2.3)
.
Выбор данной формы УУН и разделения переменных обусловлен более высокой сходимостью и меньшей трудоемкостью итерационных процессов решения в прямоугольной системе координат, чем в полярной.
УУН (2.2) справедливы для ЭС, где нагрузки учтены значениями требуемой мощности, принимаемой либо неизменной, либо изменяющейся в соответствии со статическими характеристиками.
Если генерация задана активной мощностью и модулем напряжения, то вместо соответствующих уравнений баланса реактивной мощности (2.3) учитываются квадратные уравнения
i = 1, 2,…, n. (2.4)
Эти генераторные узлы являются базисными по напряжению и балансирующими по реактивной мощности, пределы изменения которой
(2.5)
задаются константами, зависящими от допустимой перегрузки генератора по токам ротора и статора.
Таким образом, для определения напряжений в узлах ЭС решается двухмерная система нелинейных алгебраических УУН (2.2),(2.4). При подстановке точных решений функции небалансов обращаются в нуль.
Точное решение системы нелинейных уравнений можно получить лишь теоретически как результат бесконечного итерационного процесса. Практически решение уравнений УР считается достигнутым, если на данной итерации каждое уравнение сбалансировано погрешностью з:
(2.6)
i = 1, 2,…, n
2.2 Методы и алгоритм расчета установившихся режимов электрических систем
Решение системы нелинейных уравнений представляет наиболее трудоемкую часть алгоритма расчета на ЭВМ параметров режима. Определение напряжений из уравнений (2.2), (2.4) принципиально возможно, однако нелинейность УУН не позволяет напрямую решить эту задачу. Они вычисляются методом последовательных итераций по методу Ньютона первого порядка. Основное достоинство метода заключается в быстрой и устойчивой сходимости, что позволяет надежно определить параметры нормальных, а также тяжелых и близких к предельным электрических режимов.
Уравнение (2.6) в матричном виде запишется следующим образом
(2.7)
Метод Ньютона заключается в замене решения нелинейных уравнений решением систем линейных уравнений путем линеаризации первых. Последнее можно получить с помощью ряда Тэйлора. Если принять текущие (искомые) значения переменных U (k), лежащих в достаточно малых окрестностях ДU = U (k) — U (0) относительно начальных (исходных) значений U (0), то решаемые УУН приближенно можно представить следующим линейным отрезком ряда Тэйлора
, i = 1, 2, …, n
или в матричном виде
.
Если учесть, что в точке решения небалансы уравнения равны нулю, обозначив поправки искомых уравнений как ДUj = Uj — Uj (0), получим линеаризованные УУН
, i = 1, 2,…, n (2.8)
или в матричном виде
,
где — производные, образующие матрицу Якоби.
Так как используются первые производные, то метод Ньютона относится к методам первого порядка.
Если во всех узлах ЭС заданы активные и реактивные мощности (узлы P, Q — const), то система линейных уравнений имеет вид
, (2.9)
где, , , —
квадратные матрицы — блоки размера n производных небалансов активной и реактивной мощностей по действительным и мнимым составляющим напряжений узлов;
— вектор-функции небалансов активных и реактивных мощностей в узлах, вычисляемых по формулам (2.2);
— векторы поправок искомых переменных .
Производные вычисляются следующим образом:
— диагональные элементы
,
, (2.10)
,
.
— недиагональные элементы
,, (2.11)
, .
В выражениях производных собственные и взаимные проводимости узлов численно определяются с учетом комплексных коэффициентов трансформации
,, .
Недиагональные элементы матрицы Якоби нулевые, если узел j непосредственно не связан с узлом i. Для схем реальных ЭС размером в несколько сотен узлов количество ненулевых элементов в матрице Якоби значительно меньше нулевых. Такие матрицы большого размера 2n Ч 2n характеризуется как слабо заполненные или разреженные. Заполненность матриц систем линейных уравнений для таких схем не превышает 1−3%.
Если схема ЭС имеет опорные генераторные узлы, то в матрице Якоби диагональные элементы производных реактивных небалансов заменяются производными уравнений (2.4) вида
,, i = 1, 2,…, n.
Число уравнений узловых напряжений (2.2), (2.4) также остается равным 2n. Для того чтобы увеличить скорость решения системы линейных уравнений, решение производится методом упорядоченного исключения переменных по Гауссу с использованием поэлементной формы представления обратной матрицы коэффициентов и минимизаций общего количества ненулевых элементов. Определение поправок напряжения из линеаризованных уравнений (2.9) соответствует внутреннему итерационному процессу метода Ньютона. Уточнение значений переменных на k-ом шаге выполняется в соответствии с выражениями
,, i = 1, 2,…, n. (2.12)
При этом для опорных генераторных узлов неизвестные значения реактивной мощности вычисляются в процессе расчета по формуле (2.2) для реактивной мощности.
Модуль напряжения в опорных узлах поддерживается неизменным, если расчетные значения реактивной мощности источника находятся в допустимых пределах (2.4).
Если полученное значение реактивной мощности нарушает пределы, то расчетная величина заменяется нарушенным пределом и данный узел становится неопорным, его напряжение определяется из решения уравнений (2.9).
Получив на k-ой итерации значения неизвестных и соответствующие им невязки уравнений (2.2), расчет напряжений заканчивается, если погрешность балансирования уравнений не более допустимой величины з:
i = 1, 2, …, n. (2.13)
Величина допустимой невязки УУН зависит от назначения расчета, класса номинального напряжения рассчитываемой сети и других факторов. Так, при расчете режимов районных ЭС значение следует принять около 0,5−1,0 МВ? А.
В итоге отметим, что итерационный процесс вычисления напряжений методом Ньютона осуществляется в соответствии со следующей схемой:
а) определение расчетных мощностей узлов и небалансов уравнений (2.2);
б) вычисление элементов, формирование матрицы Якоби (2.10), (2.11) и решение линеаризованных уравнений (2.9);
в) уточнение искомых напряжений в узлах по (2.12);
г) контроль точности решения в соответствии с (2.13) и так далее, до сходимости итерационного процесса, то есть до выполнения условия (2.13), или фиксации его расходимости.
2.3 Расчет параметров установившегося электрического режима
После решений уравнений УР и получения напряжений в узлах ЭС выполняется второй этап задачи.
Это расчет потокораспределения мощностей и токов в схеме, потерь мощности в ветвях, мощности балансирующего источника и другие; также определяются суммарные параметры электрического режима: заданная мощность линий, потери мощности в линиях, трансформаторах и шунтах сети, потребление и генерация во всей ЭС.
Электрический режим ЭС однозначно определяется значениями напряжений в узлах, которые в практических целях обычно представляются в виде модулей
. (2.14)
и фаз напряжений
. (2.15)
Другие параметры режима определяются в цикле обхода системы на основе классических соотношений теории электрических цепей через найденные значения напряжений и заданные параметры схемы.
При этом каждая ветвь ij схемы (кроме поперечных) просматривается с двух сторон. Вычисление проиллюстрируем с двух сторон. Вычисления проиллюстрируем на фрагменте сети (рисунок 2.1), содержащей продольные и поперечные элементы.
Рисунок 2.1 — Фрагмент схемы замещения сети
Для продольной ветви ij со стороны узла j имеем
. (2.16)
Мощности по ветвям находятся по формулам
, (2.17)
. (2.18)
Эти мощности отличаются друг от друга на величину потерь мощности
. (2.19)
В последнем выражении учтено, что произведение комплексно-сопряженных чисел равно квадрату их модуля.
Потери мощности для всей сети
i?j (2.20)
Заданная мощность в начале линии
(2.21)
и во всей ветви
. (2.22)
Мощность балансирующего (n+1) узла
. (2.23)
Для поперечных ветвей схемы отметим:
— фазный ток ветви на землю
. (2.24)
— фазный ток шунта при известной нагрузке
. (2.25)
— трехфазная мощность (потери) шунта
. (2.26)
Поток в начале ветви с учетом мощности шунта
(2.27)
Если к узлу i примыкает j продольных ветвей, то расчетная нагрузка узла находится по формуле
(2.28)
Тогда с учетом заданной нагрузки в узле небалансы мощностей узла (2.3)
, (2.29)
строго и естественно характеризуют точность решения уравнений установившегося режима.
2.4 Алгоритм работы программы
Алгоритм расчета параметров установившегося режима ЭС поясняется укрупненной блок-схемой, представленной на рисунке 2.2, и состоит из трех основных частей:
— ввод, обработка, вывод исходных данных и формирование уравнений установившегося режима охватывается блоками 1−4;
— решение уравнений, описывающий режим, и непосредственный расчет параметров установившегося состояния ЭС характеризуется блоками 5−15;
— вывод параметров электрического режима, переход к новой схеме или завершение расчетов отражены в блоках 16−25.
Суть алгоритма программы заключается в следующем:
— блок 1: ввод исходных данных (считываются данные о параметрах ЭС и программных констант, подготовленные заранее на магнитном диске с помощью экранного редактора);
— блок 2: обработка данных (осуществляется сортировка данных по их виду; подсчитывается количество узлов, ветвей, выделяются опорные генераторные узлы, балансирующий узел, ветви линий, трансформаторов, реакторов; выполняется расчет проводимостей ветвей и узлов, формирование матриц проводимостей в виде сквозных списков, перенумерация узлов ЭС и определяются ранги исходной схемы, что позволяет упростить подготовку исходной информации за счет возможности ее произвольного ввода; перенумерация узлов осуществляется внутри алгоритма, а все внешние ссылки и сообщения поступают в заданной (исходной) нумерации. При этом производится контроль связности графа схемы. В итоге формируются уравнения узловых напряжений вида (2.2), (2.4).
— блок 3: определение необходимости просмотра и корректировки данных;
— блок 4: просмотр и корректировка программных (управляющих) констант и параметров ЭС, сгруппированных в табличном виде. Есть возможность дополнения и удаления узлов и ветвей схемы, при этом все изменения данных осуществляются в оперативной памяти, оставляя без изменения исходный файл (блок 4)
— блок 5: вычисление небалансов (невязок) уравнений по формулам (2.2), (2.4);
— блок 6: контроль точности решения (балансирования) уравнений установившегося режима по критерию (2.13). При выполнении последнего решение уравнений заканчивается и осуществляется переход к блоку 15. В противном случае, то есть если хотя бы одно из уравнений имеет недопустимый небаланс, выполняется следующая итерация решения УУН;
— блок 7: счетчик числа внешних итераций, выполняемых по выражениям (2.12). Номер текущей k-й итерации увеличивается на единицу;
— блок 8: контроль сходимости решения УУН. Если номер текущей k-й итерации не превышает ее предельного значения kдоп, (задаваемый параметр), то продолжается процесс решения УУН, то есть выполняется переход к формированию линеаризованных уравнений (2.9). При отсутствии сходимости за допустимое число итераций (k > kдоп) процесс решения УУН прерывается. Появляется перечень узлов, информацию о которых следует проверить и внести изменения в данные этих узлов или примыкающих к ним ветвей;
— блок 9: вычисление по выражениям (2.12), (2.15) элементов матрицы Якоби и формирование системы линеаризованных уравнений (2.9);
— блок 10: решение методом Гаусса систем линеаризованных уравнений (2.9);
— блок 11: уточнение по формулам (2.12) напряжений на очередном внешнем (k+1) шаге метода Ньютона;
— блок 12: вычисление реактивной мощности опорных и неопорных генераторных узлов;
— блок 13: определение необходимости смены базиса. Устанавливается в результате появления опорных генераторных узлов, изменивших свой тип, и выявления неопорных генераторных узлов, расчетная реактивная мощность которых возвращается в указанные пределы;
— блок 14: смена состава (списка) опорных и неопорных генераторных узлов (смена базиса);
— блок 15: вычисление параметров электрического режима по формулам (2.14−2.18);
— блок 16: определение необходимости вывода параметров режима в табличном или графическом видах;
— блок 17: подготовка параметров режима к выводу в табличном виде в полной или укороченной формах. Группировка параметров по узлам и ветвям, по классам напряжения и районам;
— блок 18: вывод параметров режима на бумагу;
— блок 19: вывод параметров режима на экран;
— блок 20: запись параметров режима на жесткий диск;
— блок 21: вывод параметров режима в графическом виде;
— блок 22: определение необходимости вывода графического изображения результатов на печать;
— блок 23: вывод графического представления режима на бумагу;
— блок 24: контроль необходимости корректировки схемы;
— блок 25: определение необходимости перехода к расчету режима новой схемы.
Отметим, что после каждого этапа можно выбрать направление работы программного комплекса, управляя траекторией решения задачи.
Блок-схема программы REGIM приведена на рисунке 2.2.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой