Моделирование трансформаторов блока генератор-трансформатор.

Баташов А.И.

Методические указания

 по дисциплине “Режимы электроэнергетических систем ”

для студентов дневной и заочной форм обучения

(бакалавриат)

 

 

 

                                                                                                                  

 

 

Улан-Удэ

2017

Содержание

Содержание. 2

1.Задание. 3

2. Содержание. 4

3.Исходные данные для предварительного расчета режима. 4

3.1.Моделирование генераторов. 5

3.2.Моделирование трансформаторов блока генератор-трансформатор. 5

3.3.Моделирование трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов. 6

3.4.Моделирование воздушных линий. 8

3.5.Моделирование узлов нагрузок. 9

3.6. Моделирование реакторов. 9

3.7. Моделирование статических тиристорных компенсаторов. 9

3.8. Моделирование СТАТКОМОВ. 10

3.9.Результаты расчета режима. 10

4.Расчеты режимов. 11

4.1.Виды режимов. 11

4.2.Расчет нормального режима и его анализ. 12

4.3.Расчет послеаварийного режима режима и его анализ. 12

4.4.Расчет вынужденного режима и его анализ. 12

14.Список литературы. 14

 

Задание.

       Для предлагаемой схемы рассчитать требуемые режимы

В последующих таблицах приводятся  исходные данные

Табл.1.1

Трансформаторы и автотрансформаторы

№	Обозначение	Тип	Мощность, МВА	Примечание
1	Т1	ТДЦ-250000/220	250
2	Т1	ТДЦ-250000/220	250
3	АТ 1 и АТ 2	АТДЦТН-125000/220/110	125
3	АТ 3 и АТ 4	АТДЦТН-125000/220/35	125

 

Табл.1.2

Воздушные линии

№	Обозначение	Наименование	Марка и сечение	Длина, км
1	W1	ГРЭС - ТП Северная	АС-300/39	100
2	W2	ТП Северная -  ТП Южная	АС-300/39	100
3	W3	ВН ГРЭС - ТП Южная	АС-300/39	50
4	W4	Подстанция энергосистемы- ТП Южная	АС-240/39	100

 

 

Табл.1.3

Мощности узлов нагрузки

№ п/п	Наименование узла	Напряжение, кВ	Активная мощность, Мвт	Реактивная мощность, Мвар	Минимальная нагрузка, %
1	ВН ТП Южная (отходящая двухцепная линия)	220	30	20	40
2	СН ТП Южная	110	120	70	40
3	шины НН АТ 1	10	2	1	40
4	Шины ННАТ2	10	3	1	40
5	ВН ТП Северная (отходящая двухцепная линия)	220	30	20	40
6	СН ТП Северная	110	150	90	40
7	Шины 35 кв ТП Северная	35	10	7	40
8	ВН ГРЭС	220	90	50	40
9	Собственные нужды генератора 1	15,75	16	8	40
10	Собственные нужды генератора 2	15,75	16	8

 

Табл.1.4

Генераторы

№	Обозначение	Тип	Мощность, Мвт	COS φ при выдаче	COS φ при потреблениие
1	Блок 1	ТГВ-200М	200	0,85	0,95
2	Блок 2	АСТГ-200	200	0,85	0,85

 

 

Содержание.

 

1 Расчет параметров воздушных линий.

2 Расчет параметров трансформатора блока.

3 Расчет параметров АТ.

4 Расчет параметров генератора.

5 Составление схемы замещения.

6 Расчет нормального режима в программе RastrWin3.

7 Анализ нормального режима.

8 Аварийные режимы.

 

3.Исходные данные для предварительного расчета режима.

Расчет потокораспределения выполняем с помощью программы RASTRWIN3. Используется при этом студенческая версия программы [1].

Все номера узлов и ветвей должны быть положительными целыми числами в диапазоне от 1 до 2 147 483 647. Все названия не должны превышать в длину 256 символов.

Ввод схемы рекомендуется начинать с данных по узлам. Минимально необходимой информацией для каждого узла является его номер (Номер) и номинальное напряжение (U_ном).

Для узлов нагрузки требуется дополнительно ввести активную и реактивную мощность потребления (Р_н, Q_H).

Для узлов с генераторами или компенсаторами необходимо дополнительно задать пределы изменения реактивной мощности (Q_min, Q_max), в графе V_зд для этих узлов указать заданный (фиксированный) модуль напряжения, который будет выдержан, если позволят пределы регулирования ре-активной мощности.

Один из узлов должен быть назначен базисным (балансирующим), для чего в меню Тип этого узла надо выбрать строку База.

 

Рис.3.1.Схема для расчета режима сети.

 

Моделирование генераторов.

Для более точного моделирования режима работы генераторов используется следующая информация.

Дополнительная (опционная) таблица Генераторы предназначена для управления активной и реактивной генерацией и состоянием генератора. При отсутствии данных по генераторам в узле модуль расчета режима использует заданный в узле параметр Р_ген. При задании в узле хотя бы одного генератора мощность генерации узла вычисляется как сумма мощностей включенных генераторов во время расчета УР. В одном узле может быть произвольное число генераторов [1].

Для подготовки информации по генераторам существует форма Открыть – Генераторы (Ур) – Генераторы (Ур).

S – состояние генератора (включен/отключен).

Название – название генератора.

N узла – номер узла, в который подсоединен генератор.

P – активная мощность генерации.

Pmin, Pmax – минимальная/максимальная активная генерация.

Qmin, Qmax – минимальная/максимальная реактивная генерация.

N_PQ – номер PQ-характеристики (диаграмма мощности генератора).

При расчете установившегося режима мощности узла (Р_ген, PG_min, PG_max, Qmin, Qmax) пересчитываются.

   

 

 

 

0,95* U ном, кВ	U ном, кВ	0,95* U ном, кВ
14,9625	15,75	16,5375

 

Таблица 1.3.29. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80, А

Номинальное сечение, мм2	Сечение (алюминий/сталь), мм2	АС, АСКС, АСК, АСКП
70	70/11	265
95	95/16	330
120	120/19	390
	120/27	375
150	150/19	450
	150/24	450
	150/34	450
185	185/24	520
	185/29	510
	185/43	515
240	240/32	605
	240/39	610
	240/56	610
300	300/39	710
	300/48	690
	300/66	680
330	330/27	730
400	400/22	830
	400/51	825
	400/64	860
500	500/27	960
	500/64	945
600	600/72	1050
700	700/86	1180

 

Моделирование СТАТКОМОВ.

 

       Статический компенсатор на основе автономного преобразователя напряжения (СТАТКОМ) Static Compensator (STATCOM)

 

а) СТАТКОМ (STATCOM) power_statcom_gto48p.mdl   STATCOM (Detailed Model)       б) ПСТАТКОМ (SSTATCOM) Статического синхронного последовательного преобразователя   Static Synchronous Series Compensator (SSSC)

в)  Объединенный регулятор потока мощности (ОРПМ) Unified Power Flow Controller  (UPFC) power_upfc_gto48p.mdl

 

 

 

test-STK-USR-Q.rg2 - СТК/УШР с заданной уставкой по реактивной мощности

test-STK-USR-V.rg2 - СТК/УШР с заданной уставкой по напряжению

test-STATCOM-Q.rg2 - СТАТКОМ с заданной уставкой по реактивной мощности

test-STATCOM-V.rg2 - СТАТКОМ с заданной уставкой по напряжению

 

test-SSTATCOM.rg2 - последовательный СТАТКОМ с заданной уставкоой по активной мощности

test-UPFC.rg2 - ОРПМ с уставками по P,Q,V

test-HVDC.rg2 - ВПТ на преобразователях напряжения с уставками по P,V

 

Общая схема тестов:

1) Загрузить соответсвующий файл

2) Убедится в наличии данных

3) Рассчитать УР

4) Проверить результаты.

 

 

Расчеты режимов.

 

Режим  энергосистемы  (Электроэнергетический режим энергосистемы) - единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики) [ 5,6].

 

Виды режимов.

       Нормальный режим энергосистемы - режим энергосистемы, при котором потребители снабжаются электрической энергией, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Аварийный режим энергосистемы (аварийный электроэнергетический режим) - режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Послеаварийный режим энергосистемы - режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима. Послеаварийный режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам режима, по сравнению с требованиями к нормальному режиму. Продолжительность нормализации послеаварийного режима ограничена 20 мин. Превышение указанного времени означает переход к работе в вынужденном режиме.

Вынужденный режим энергосистемы - режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный режим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления для послеаварийных режимов на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы.

Максимально допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший переток в сечении, удовлетворяющий всем требованиям к нормальным режимам.

При эксплуатации энергосистем превышение максимально допустимого перетока, возникающее без воздействия аварийного возмущения, является недопустимым. Превышение максимально допустимого перетока в послеаварийном режиме, но не выше аварийно допустимого, ограничено по продолжительности допустимым временем ликвидации аварийных нарушений режима (20 мин). Превышение указанной продолжительности считается переходом к вынужденному режиму (перетоку), оно должно быть разрешено на высшем уровне диспетчерского управления и оформлено в установленном порядке.

Аварийно допустимый переток мощности в сечении сети - наибольший допустимый в послеаварийном или вынужденном режимах переток.

Вынужденный переток мощности в сечении сети - загрузка сечения выше максимально допустимого, но не превышающая аварийно допустимого перетока мощности в вынужденном режиме.

Требования к режимам.

Согласно п.5.31 [6] целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются:

· проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;

· 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.

Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполняются при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.

Расчет нормальной схемы сети предполагает включение в работу всех ВЛ и трансформаторов. При проведении расчетов рекомендуется руководствоваться следующим [1]:

сети 35 кВ, имеющие двухстороннее питание от разных ПС, рекомендуется принимать разомкнутыми, а сети 110 кВ и выше - замкнутыми;

точки размыкания сетей 110-220 кВ должны быть обоснованы;

при проведении расчетов основной сети ОЭС и ЕЭС сети 110 кВ и часть сети 220 кВ допускается принимать разомкнутыми.

В энергосистемах Российской Федерации максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Для отдельных энергорайонов и участков сети при наличии крупных сезонных потребителей максимальные нагрузки могут иметь место в другое время года. Режим минимальной нагрузки в энергосистемах соответствует весенне-летнему периоду.

5.33. При выполнении расчетов установившихся режимов следует руководствоваться следующим:

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;

расчетные напряжения на шинах генераторов электростанций в режиме максимума нагрузки принимаются не выше 1,1 номинального напряжения;

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;

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;

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.

Согласно п.6.3.2 [6] расчетах установившихся режимов наибольшие расчетные значения напряжения в узлах электрической сети должны быть ниже длительно допустимых рабочих значений по ГОСТ 1516.3 на 2,5 % для сетей класса 110 - 330 кВ и на 1 % для сетей класса 500 и 750 кВ, как показано в таблице.9.1.

Табл.9.1

Номинальные и наибольшие расчетные значения напряжений

Номинальное напряжение сети, кВ	Наибольшее расчетное напряжение, кВ
110	123
220	246
330	354
500	520
750	780

6.3.3 Наименьшие расчетные значения напряжения на шинах подстанций 110 – 750 кВ должны обеспечивать возможность поддержания уровней напряжения в примыкающих распределительных сетях 6 – 35 кВ с учетом использования РПН понижающих трансформаторов 110 (150) кВ: o не ниже 1,05 от номинального в нормальном режиме в максимум нагрузки, o не выше номинального в нормальном режиме в минимум нагрузки, o не ниже номинального в послеаварийном режиме в максимум нагрузки [13].

  Студенты рассчитывают следующие режимы:

1 режим максимальных нагрузок соответствующий максимуму зимнего суточного графика;

2 режим минимальных нагрузок соответствующий минимуму летнего суточного графика нагрузки.

При анализе результатов расчета оцениваются следующие параметры:

· уровни напряжений в рассматриваемых точках сети, насколько они отвечают требованиям эксплуатации данного класса напряжений и требованиям, предъявляемым к напряжениям нижерасположенных сетей.

· загрузка линий и трансформаторов;

 

 

Список литературы.

 

1. Программный комплекс «RastrWin3».Руководство пользователя.

2. Электрические системы. Электрические сети [Текст]: учеб. для вузов по напр. "Энергетика и энергомашиностроение" / Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1998. - 511 с.: ил. - ISBN 5060010317: 30.80 р.

3. Электрические системы и сети [Текст]: учеб. пособие для вузов по напр. 140200 "Электроэнергетика" / А.В. Лыкин. - М.: Логос, 2007. - 253 с.: ил. –

4. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст]: научное издание / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - Изд. 3-е, перераб. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. - 392 с.: ил. - ISBN 978-5-93196-223-7.

5. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, СО 153-34.20.118-2003.

6. СТО 17330282.29.240.004-2008 "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем".

Баташов А.И.

Методические указания

 по дисциплине “Режимы электроэнергетических систем ”

для студентов дневной и заочной форм обучения

(бакалавриат)

 

 

 

                                                                                                                  

 

 

Улан-Удэ

2017

Содержание

Содержание. 2

1.Задание. 3

2. Содержание. 4

3.Исходные данные для предварительного расчета режима. 4

3.1.Моделирование генераторов. 5

3.2.Моделирование трансформаторов блока генератор-трансформатор. 5

3.3.Моделирование трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов. 6

3.4.Моделирование воздушных линий. 8

3.5.Моделирование узлов нагрузок. 9

3.6. Моделирование реакторов. 9

3.7. Моделирование статических тиристорных компенсаторов. 9

3.8. Моделирование СТАТКОМОВ. 10

3.9.Результаты расчета режима. 10

4.Расчеты режимов. 11

4.1.Виды режимов. 11

4.2.Расчет нормального режима и его анализ. 12

4.3.Расчет послеаварийного режима режима и его анализ. 12

4.4.Расчет вынужденного режима и его анализ. 12

14.Список литературы. 14

 

Задание.

       Для предлагаемой схемы рассчитать требуемые режимы

В последующих таблицах приводятся  исходные данные

Табл.1.1

Трансформаторы и автотрансформаторы

№	Обозначение	Тип	Мощность, МВА	Примечание
1	Т1	ТДЦ-250000/220	250
2	Т1	ТДЦ-250000/220	250
3	АТ 1 и АТ 2	АТДЦТН-125000/220/110	125
3	АТ 3 и АТ 4	АТДЦТН-125000/220/35	125

 

Табл.1.2

Воздушные линии

№	Обозначение	Наименование	Марка и сечение	Длина, км
1	W1	ГРЭС - ТП Северная	АС-300/39	100
2	W2	ТП Северная -  ТП Южная	АС-300/39	100
3	W3	ВН ГРЭС - ТП Южная	АС-300/39	50
4	W4	Подстанция энергосистемы- ТП Южная	АС-240/39	100

 

 

Табл.1.3

Мощности узлов нагрузки

№ п/п	Наименование узла	Напряжение, кВ	Активная мощность, Мвт	Реактивная мощность, Мвар	Минимальная нагрузка, %
1	ВН ТП Южная (отходящая двухцепная линия)	220	30	20	40
2	СН ТП Южная	110	120	70	40
3	шины НН АТ 1	10	2	1	40
4	Шины ННАТ2	10	3	1	40
5	ВН ТП Северная (отходящая двухцепная линия)	220	30	20	40
6	СН ТП Северная	110	150	90	40
7	Шины 35 кв ТП Северная	35	10	7	40
8	ВН ГРЭС	220	90	50	40
9	Собственные нужды генератора 1	15,75	16	8	40
10	Собственные нужды генератора 2	15,75	16	8

 

Табл.1.4

Генераторы

№	Обозначение	Тип	Мощность, Мвт	COS φ при выдаче	COS φ при потреблениие
1	Блок 1	ТГВ-200М	200	0,85	0,95
2	Блок 2	АСТГ-200	200	0,85	0,85

 

 

Содержание.

 

1 Расчет параметров воздушных линий.

2 Расчет параметров трансформатора блока.

3 Расчет параметров АТ.

4 Расчет параметров генератора.

5 Составление схемы замещения.

6 Расчет нормального режима в программе RastrWin3.

7 Анализ нормального режима.

8 Аварийные режимы.

 

3.Исходные данные для предварительного расчета режима.

Расчет потокораспределения выполняем с помощью программы RASTRWIN3. Используется при этом студенческая версия программы [1].

Все номера узлов и ветвей должны быть положительными целыми числами в диапазоне от 1 до 2 147 483 647. Все названия не должны превышать в длину 256 символов.

Ввод схемы рекомендуется начинать с данных по узлам. Минимально необходимой информацией для каждого узла является его номер (Номер) и номинальное напряжение (U_ном).

Для узлов нагрузки требуется дополнительно ввести активную и реактивную мощность потребления (Р_н, Q_H).

Для узлов с генераторами или компенсаторами необходимо дополнительно задать пределы изменения реактивной мощности (Q_min, Q_max), в графе V_зд для этих узлов указать заданный (фиксированный) модуль напряжения, который будет выдержан, если позволят пределы регулирования ре-активной мощности.

Один из узлов должен быть назначен базисным (балансирующим), для чего в меню Тип этого узла надо выбрать строку База.

 

Рис.3.1.Схема для расчета режима сети.

 

Моделирование генераторов.

Для более точного моделирования режима работы генераторов используется следующая информация.

Дополнительная (опционная) таблица Генераторы предназначена для управления активной и реактивной генерацией и состоянием генератора. При отсутствии данных по генераторам в узле модуль расчета режима использует заданный в узле параметр Р_ген. При задании в узле хотя бы одного генератора мощность генерации узла вычисляется как сумма мощностей включенных генераторов во время расчета УР. В одном узле может быть произвольное число генераторов [1].

Для подготовки информации по генераторам существует форма Открыть – Генераторы (Ур) – Генераторы (Ур).

S – состояние генератора (включен/отключен).

Название – название генератора.

N узла – номер узла, в который подсоединен генератор.

P – активная мощность генерации.

Pmin, Pmax – минимальная/максимальная активная генерация.

Qmin, Qmax – минимальная/максимальная реактивная генерация.

N_PQ – номер PQ-характеристики (диаграмма мощности генератора).

При расчете установившегося режима мощности узла (Р_ген, PG_min, PG_max, Qmin, Qmax) пересчитываются.

   

 

 

 

0,95* U ном, кВ	U ном, кВ	0,95* U ном, кВ
14,9625	15,75	16,5375

 

Моделирование трансформаторов блока генератор-трансформатор.