АСДУ и оптимизация в энергосистемах

2

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

ФАКУЛЬТЕТ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ ПРЕПОДАВАТЕЛЕЙ И СПЕЦИАЛИСТОВ

ЦПП «ЭКСПЕРТЭНЕРО»

 

 

 

 

Кафедра электроэнергетических систем

 

 

 

 

Практическое задание по курсу:

 

 

«Применение ЭВМ в электроэнергетике»

«АСДУ и оптимизация в энергосистемах»

 

 

Вариант № 2

 

 

 

Выполнил студент группы ЭЭС-1-10С:

                                             

Макеева С.И.

 

Старший преподаватель:

 

Солопов Р.В.

 

 

 

 

 

 

Смоленск 2012


Задание № 1. Топологический анализ сети. Построить дерево сети по заданному графу сети. Составить матрицы фундаментальных контуров и сечений.

 

 

Составляем дерево сети, выбираем базисный узел сети,                                                          нумеруем сначала ветви сети, затем хорды. Произвольно расставляем направление ветвей. Если все составлено правильно, то число источников равно числу потребителей и равно числу независимых узлов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Составим матрицы фундаментальных контуров и сечений для источников через потребителей и для потребителей через источники:

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

I

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I

-1

1

 

 

 

 

1

 

 

 

II

-1

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

II

 

-1

1

 

 

 

 

1

 

Кип

III

-1

-1

-1

 

 

 

 

 

 

Сип

III

 

 

-1

 

 

 

 

 

 

 

IV

 

 

 

-1

 

 

 

 

 

 

IV

 

 

 

-1

 

 

-1

-1

1

 

V

 

 

 

 

-1

 

 

 

 

 

V

 

 

 

 

-1

1

 

 

1

 

VI

 

 

 

 

-1

-1

 

 

 

 

VI

 

 

 

 

 

-1

 

 

1

 

VII

1

 

 

-1

 

 

1

 

 

 

VII

 

 

 

 

 

 

-1

 

 

 

VIII

1

1

 

1-

 

 

 

1

 

 

VIII

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

IX

 

 

 

-1

1

1

 

 

-1

 

IX

 

 

 

 

 

 

 

 

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

 

 

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

 

1

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

-1

-1

-1

 

 

 

1

1

 

 

2

1

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

-1

-1

 

 

 

 

1

 

 

3

 

1

-1

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

-1

 

 

 

 

 

 

Кпи

4

 

 

 

-1

 

 

 

 

 

Спи

4

 

 

 

-1

 

 

-1

1-

-1

 

5

 

 

 

 

-1

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

-1

-1

 

 

1

 

6

 

 

 

 

1

-1

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

-1

 

 

1

 

7

1

 

 

-1

 

 

-1

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

8

 

1

 

-1

 

 

 

1

 

 

8

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

9

 

 

 

1

1

1

 

 

-1

 

9

 

 

 

 

 

 

 

 

-1

 

 

Задание № 2. По имеющейся схеме сети составить схему замещения сети, показать узлы сети.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пронумеруем на схеме линии электропередач

 

Составляем схему замещения сети

 

 

Пронумеруем узлы

 

Таблица 1

Параметры схемы замещения для трансформаторов

Название

Узел начала

Узел конца

Rл, Ом

Хл, Ом

Bл, мкСм

К

Т1

9

11

1,27

27,95

26

0,091

Т2

2

13

0,4

17,75

36

1

 

13

4

0,4

0,00

0

0,318

 

13

3

0,4

11,15

0

0,091

Т3

10

12

2,19

43,35

17

0,091

Т4

7

8

0,7

7,30

93

0,286

Т5

5

6

0,44

5,05

118

0,286

 

 

Таблица 2

Параметры схемы замещения для линий

Название

Узел начала

Узел конца

Rл, Ом

Хл, Ом

Bл, мкСм

Л1

1

9

3,87

7,97

205

Л2

1

2

3,70

7,62

197

Л3

9

10

10,44

10,99

252

Л4

4

7

6,21

8,68

0

Л5

4

5

6,44

10,93

0

 

 

Для расчета режимов максимальных нагрузок воспользуемся данными зимних суточных нагрузок и реактивной мощностью пунктов нагрузки зимой

 

Таблица 3

Зимние суточные нагрузки пунктов нагрузки РЭС

               Δ t, ч

Рз, МВт                            

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Р1

5

20

25

20

15

5

Р2

10,8

27

21,6

21,6

16,2

10,8

Р3

7,6

11,4

15,2

19

19

7,6

Р4

3,2

8

6,4

6,4

4,8

3,2

Р5

2

8

10

8

6

2

Pз∑

28,6

74,4

78,2

75

61

28,6

 

Исходя из данных таблицы, видно, что суммарная максимальная мощность пунктов нагрузки с 8 до 12 часов P∑нг max = 78,2 МВт.

Таблица 4

Реактивная мощность пунктов нагрузки зимой

                    Δ t, ч                    Qз, МВАр

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Q1

2

8

10

8

6

2

Q2

4,32

10,8

8,64

8,64

6,48

4,32

Q3

3,04

4,56

6,08

7,6

7,6

3,04

Q4

1,28

3,2

2,56

2,56

1,92

1,28

Q5

0,78

3,12

3,9

3,12

2,34

0,78

Qз∑

11,42

29,68

31,18

29,92

24,34

11,42

 

 

 

 

 

 

 

Вводим в программу RastrWin «Узлы»

 

Вводим в программу RastrWin «Ветви»

 

Для того, чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приемниках, предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение не должно быть ниже 105% от номинального, т.е. 10,5 кВ.

Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 105% - 115,5кВ

 

 

Чтобы добиться необходимого уровня напряжения в сети 10кВ установим дополнительные источники реактивной мощности. Размещаем компенсирующие устройства  на шинах подстанций 10 кВ.

Изменяем коэффициент трансформации Т5.

 

 

При тяжёлых авариях в питающей сети напряжение не должно быть ниже номинального, т.е. 10,0 кВ.

Произведем расчет режима при отключенной одной цепи линии 2.

 

Напряжение на шинах ИП при тяжёлых авариях в питающей сети 105% - 115,5 кВ

 

Установленные дополнительные источники реактивной мощности позволяют поддерживать необходимое напряжение на шинах подстанций 10 кВ при тяжелых авариях.

 

 

Для расчета режимов минимальных нагрузок воспользуемся данными  летних суточных нагрузок и реактивной мощностью пунктов нагрузки летом

 

Таблица 5

Летние суточные нагрузки пунктов нагрузки РЭС

               Δ t, ч

Рз, МВт                            

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Р1

2,5

10

12,5

10

7,5

2,5

Р2

5,4

13,5

10,8

10,8

8,1

5,4

Р3

3,8

5,7

7,6

9,5

9,5

3,8

Р4

1,6

4

3,2

3,2

2,4

1,6

Р5

1

4

5

4

3

1

Pз∑

14,3

37,2

39,1

37,5

30,5

14,3

 

Исходя из данных таблицы, видно, что суммарная минимальная мощность пунктов нагрузки с 0 до 4 часов и с 20 до 24 часов P∑нг min = 14,3 МВт.

 

Таблица 6

Реактивная мощность пунктов нагрузки летом

                    Δ t, ч                    Qз, МВАр

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Q1

1

4

5

4

3

1

Q2

2,2

5,4

4,3

4,3

3,2

2,2

Q3

1,5

2,3

3

3,8

3,8

1,5

Q4

0,6

1,6

1,3

1,3

1

0,6

Q5

0,4

1,6

2

1,6

1,2

0,4

Qз∑

5,7

14,9

15,6

15

12,2

5,7

 

 

В период наименьших нагрузок напряжение не должно быть ниже номинального, т.е. 10 кВ.

Напряжение на шинах ИП при наименьших нагрузках 101% - 111,1 кВ

 

Для корректировки напряжения в сети 10кВ пункта 5 меняем коэффициент трансформации Т5

Чтобы добиться необходимого уровня напряжения в сети 10кВ при наименьших нагрузках, установленные дополнительные источники реактивной мощности в «узлах»: 12, 11, 6, 3 отключаем, а в «узле» 8 – снижаем до 0,5МВар.

 

Вывод: Имеющаяся схема сети рассчитана верно, так как выдерживаются все необходимые режимы и уровни напряжения в сети 10кВ при наибольших и наименьших нагрузках.

             

АСДУ и оптимизация в энергосистемах 📙 Контрольная → 🆔 7569

АСДУ и оптимизация в энергосистемах 📙 Контрольная → 🆔 7569

АСДУ и оптимизация в энергосистемах