INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI zakład układów i sieci elektroenergetycznych
Praca Systemu Elektroenergetycznego
Temat:	Rozpływ mocy czynnej i biernej w systemie elektroenergetycznym
Nr ćwiczenia:	1
Grupa:	I
Wykonał:

Cel ćwiczenia

Głównym celem ćwiczenia była symulacja rozpływu mocy czynnej i biernej w systemie elektroenergetycznym za pomocą programu PlansTRM. Ćwiczenie to miało pokazać wpływ różnych konfiguracji sieci na rozpływ mocy.

1. Charakterystyka badanej sieci

Zadanie rozpoczęliśmy od dodania brakujących linii:

- 2777 równoległej do 2001

- 2022 równoległej do 2002

Tab. 1. Parametry linii nowych oraz równoległych

Nazwa	Początek	koniec
2001	ika121	ser112	1.400	3.100	14.00	540.0
2002	ser112	tor132	1.810	4.000	21.00	360.0
2777	ika121	ser112	1.400	3.100	14.00	1200.0
2022	ser112	tor132	1.810	4.000	21.00	1200.0

Parametry dodanych linii są takie same jak tych równoległych do nich. Wprowadzenie dodatkowych linii spowodowało zmianę rozpływu mocy w rozpatrywanym systemie, czego skutkiem było odciążenie pozostałych linii.

1. Praca równoległa transformatorów

Praca równoległa transformatorów występuje, gdy strony pierwotne i wtórne dwóch lub kilku transformatorów są podłączone do wspólnych szyn. Taka praca w naszym układzie jest możliwa m.in. pomiędzy transformatorami OlaT1 oraz OlaT2:

Kryteria pracy równoległej są następujące :

a) kryterium I dotyczące stanu jałowego ; współpracujące transformatory pobierają z sieci wyłącznie swe prądy jałowe i nie płynie między nimi prąd wyrównawczy, co zmniejsza straty

b) kryterium II dotyczące stanu obciążenia : prąd rozdziela się między transformatorami proporcjonalnie do ich mocy znamionowych, przy czym prądy współpracujących transformatorów są ze sobą w fazie, a więc dodają się arytmetycznie.

Praca równoległa transformatorów korzystna jest z tego względu, że moc znamionowa każdego transformatora jest mniejsza niż moc całej stacji transformatorowej, a tym samym mniejsza jest moc i koszt transformatora rezerwowego. Podczas pracy równoległej możliwa jest bardziej elastyczna eksploatacja stacji, gdyż moc pracujących transformatorów można lepiej dopasować do obciążenia. Dzięki temu unika się nieekonomicznej pracy dużych jednostek przy małym obciążeniu.

1. Regulacja za pomocą przekładni transformatorów ( wzdłużna i kątowa)

Regulacja przekładni kątowej powoduje zmianę mocy czynnej, a regulacja przekładny wzdłużnej – zmianę mocy biernej.

1. Kompensacja mocy biernej

Istota kompensacji mocy biernej polega na odciążeniu elektrowni oraz linii przesyłowych od mocy biernej, a więc prowadzi do pożądanego zmniejszenia prądu w generatorach elektrowni oraz sieci zasilającej. Większość dużych odbiorników energii elektrycznej w zakładach przemysłowych to odbiorniki o charakterze czynno-indukcyjnym. Odbiorniki takie oprócz mocy czynnej P pobierają moc bierną Q, która jest niezbędna do ich funkcjonowania. Niekorzystne jest, kiedy potrzebna moc bierna jest pobierana z odległych źródeł, gdyż powoduje wzrost prądów zasilających, a w konsekwencji wzrost strat przesyłowych, konieczność zwiększenie przekrojów przewodów linii zasilających oraz zmniejsza możliwość obciążenia mocą czynną generatorów i transformatorów. Wszystkie te aspekty są powodem wzrostu kosztów eksploatacyjnych ponoszonych przez odbiorców energii. W związku z tym w zakładach przemysłowych o dużym zapotrzebowaniu na moc bierną stosuje się kompensatory (baterie kondensatorów), co powoduję poprawę współczynnika mocy i sprowadzenie go do wymaganych wartości, ograniczając straty mocy.

Zmieniałyśmy wartości dla węzła sok113 kolejno: 30, -20, 5. Najlepsze wyniki otrzymałyśmy dla wartości 5.

1. Rola sprzęgła w systemie elektroenergetycznym

Role sprzęgła sekcyjnego może spełniać odłącznik, wyłącznik z dwoma odłącznikami lub tylko sam wyłącznik. Zaletą tego układu jest to, że odbiory mogą być zasilane z obu sekcji. Taka możliwość jest dobrym rozwiązaniem w przypadku, kiedy nastąpi zwarcie lub inna awaria zasilania podstawowego. Dzięki takiemu rozwiązaniowi odbiorców można przełączyć na drugą sekcje, która nie uległa awarii. Rozdzielna praca sekcji szyn zbiorczych umożliwia ekonomiczne dostosowanie obciążenia do mocy źródła a także możliwość ograniczenia prądów zwarciowych. Pojedyncze sekcjonowane układy szyn zbiorczych używane są w zakresie wszystkich napięć w stacjach i rozdzielniach o niezbyt dużej liczbie pól. Koszt wykonania sekcjonowania jest niewysoki. Podstawą do wykonania sekcji jest dysponowanie dwoma liniami zasilającymi.

1. Zadania projektowe, a zadania eksploatacyjne

2. Praca systemu w stanach „n-1”

1. Układ pełny

Przekroczenia prądowe

Gałąź Pocz. Kon. Ppocz. Qpocz. Pkoń. Qkoń. Iobc. In1(10°C) %In Trf

- - - MW Mvar MW Mvar A(MVA) A(MVA) >100% kV/kV

2001 ika121 ser112 89.7 64.9 88.3 62.1 576 540 107

2002 ser112 tor132 69.4 51.8 68.3 49.7 464 360 129

ika-t5 ika211 ika121 117.4 135.6 116.9 116.4 179 160 112 1.967

3002 kot113 lew123 118.5 65.9 114.5 57.8 690 400 172

3005 lew123 sol112 46.6 43.9 45.0 40.0 347 300 116

Przekroczenia napięciowe

Węzeł Typ Uz Umin Ui Umax Ui' Di Pl Ql Pg Qg

- - kV kV kV kV - ° MW Mvar MW Mvar

sol112 1 105.5 105 100.3 123 0.912 -8.86 -45.00 -40.00 0.0 0.0

1. Wyłączenie tor132

Przekroczenia prądowe

Gałąź Pocz. Kon. Ppocz. Qpocz. Pkoń. Qkoń. Iobc. In1(10°C) %In Trf

- - - MW Mvar MW Mvar A(MVA) A(MVA) >100% kV/kV

2001 ika121 ser112 89.7 64.8 88.3 62.0 576 540 107

2002 ser112 tor132 69.3 51.6 68.2 49.5 463 360 129

ika-t5 ika211 ika121 117.3 135.4 116.8 116.3 179 160 112 1.967

3002 kot113 lew123 118.4 65.8 114.4 57.7 689 400 172

3005 lew123 sol112 46.6 43.9 45.0 40.0 347 300 116

Przekroczenia napięciowe

Węzeł Typ Uz Umin Ui Umax Ui' Di Pl Ql Pg Qg

- - kV kV kV kV - ° MW Mvar MW Mvar

sol112 1 105.5 105 100.3 123 0.912 -8.86 -45.00 -40.00 0.0 0.0

1. Wyłączenie linii -1003

Przekroczenia prądowe

Gałąź Pocz. Kon. Ppocz. Qpocz. Pkoń. Qkoń. Iobc. In1(10°C) %In Trf

- - - MW Mvar MW Mvar A(MVA) A(MVA) >100% kV/kV

2001 ika121 ser112 89.3 64.2 88.0 61.5 576 540 107

2002 ser112 tor132 69.1 51.2 67.9 49.1 463 360 129

ika-t5 ika211 ika121 115.9 133.6 115.5 114.7 177 160 111 1.967

3002 kot113 lew123 119.3 66.5 115.1 58.2 697 400 174

3005 lew123 sol112 46.6 43.9 45.0 40.0 348 300 116

Przekroczenia napięciowe

Węzeł Typ Uz Umin Ui Umax Ui' Di Pl Ql Pg Qg

- - kV kV kV kV - ° MW Mvar MW Mvar

+ tor122 1 105.9 105 104.5 123 0.950 -7.66 -150.00 -50.00 0.0 0.0

sol112 1 105.5 105 99.8 123 0.907 -8.83 -45.00 -40.00 0.0 0.0

Praca sieci w stanie n -1 (z pojedynczymi wyłączenia elementów sieci) występuje najczęściej w sytuacjach awaryjnych lub w przypadku awarii jakiegoś elementu sieci. Podczas przeprowadzania prób na naszym systemie, wykorzystaliśmy możliwość wyłączenia różnych linii, co umożliwiło przetestowania zachowania sieci w przypadku wystąpienia wyłączenia jednego elementu n-1. W przypadku wyłączenia pojedynczej linii (np. 1003) nastąpił gwałtowny wzrost oraz znaczne pogorszenie przekroczeń prądowych i napięciowych.

1. Rola węzła bilansującego

Rola węzła bilansującego jest bardzo duża i zazwyczaj jest jeden taki węzeł (może być ich kilka), który odpowiada za pokrycie strat mocy w sieci.

W­ęzeł bilansujący jest zwany w­ęzłem typu U. W węźle bilansowym mamy:

- wielkości zadane

• Us - moduł napięcia węzłowego,

• s = 0 - kąt napięcia węzłowego,

- wielkości szukane :

• Ps – moc czynna jako bilans mocy czynnej w całym systemie,

• Qs – moc bierna jako bilans mocy biernej w całym systemie.

Zwykle przyjmuje się, że węzeł bilansujący ma numer najwyższy, równy liczbie węzłów w systemie.

9. Zadanie

Obliczyć bilans mocy czynnej i biernej w wybranej linii, przy założeniu, że dane są parametry bazowe (R, X, B/2) oraz napięcia węzłowe (dla wskazanej konfiguracji sieci). Należy obliczyć moc czynną i bierną na początku i na końcu linii oraz straty i moc ładowania. *Bilanse węzłowe [Całość]

Węzeł	Typ	Uz	Ui	Ui'	Di	Pl	Ql	Pg	Qg	dP	dQ	Pb	Qb
-	-	kV	kV	-	°	MW	Mvar	MW	Mvar	MW	Mvar	MW	Mvar
tor412	1	399,64	383,087	0,959	-20,03	0	0	0	0	0,001	-0,002	0	-73,378
kot413	-1	420	404,835	0,988	-18,939	0	0	250	150,003	-0,004	0

Dane linii 2041:

R=3,5 Ω

X=60 Ω

B/2=200ˑ10^-6 S

U1=(404,835-j0,988) kV

U2=(383,087-j0,959) kV

$$U_{1f} = \frac{U_{1}}{\sqrt{3}} = \frac{404,835 - j0,988}{\sqrt{3}} = \left( 233,732 - j0,57 \right)\text{kV}$$

$$U_{2f} = \frac{U_{2}}{\sqrt{3}} = \frac{383,087 - j0,959}{\sqrt{3}} = \left( 221,175 - j0,554 \right)\text{kV}$$

$$I_{B1} = U_{1f} \bullet j\frac{B}{2} = \left( 233,732 - j0,57 \right) \bullet 10^{3} \bullet j200 \bullet 10^{- 6} = \left( 0,114 + j46,746 \right)\text{\ A}$$

$$I_{B2} = U_{2f} \bullet j\frac{B}{2} = \left( 221,175 - j0,554 \right) \bullet 10^{3} \bullet j200 \bullet 10^{- 6} = \left( 0,111 + j44,235 \right)\text{\ A}$$

$$I_{L} = \frac{U_{1f} - U_{2f}}{R + jX} = \frac{\lbrack\left( 233,732 - j0,57 \right) - \left( 221,175 - j0,554 \right)\rbrack \bullet 10^{3}}{3,5 + j60} = \left( 11,901 - j208,589 \right)\text{\ A}$$

I₁ = I_L + I_B1 = (11,901−j208,589) + (0,114+j46,746) = (12,015−j161,843)A

I₂ = I_L − I_B2 = (11,901−j208,589) − (0,111+j44,235) = (11,79−j252,824)A

$$S_{1} = U_{1} \bullet I_{1} \bullet \sqrt{3} = \left( 233,732 - j0,57 \right) \bullet 10^{3} \bullet \left( 12,015 - j161,843 \right) \bullet \sqrt{3} = \left( 4,704 - j65,532 \right)\text{MVA}$$

P₁ = 4, 704 MW

Q₁ = 65, 532 Mvar

$$S_{2} = U_{2} \bullet I_{2} \bullet \sqrt{3} = \left( 221,175 - j0,554 \right) \bullet 10^{3} \bullet \left( 11,79 - j252,824 \right) \bullet \sqrt{3} = (4,274 - j96,865)\text{MVA}$$

P₂ = 4, 274 MW

Q₂ = 96, 865 Mvar

Straty:

P₁ − P₂ = 4, 704 − 4, 274 = 0, 43 MW

Moc ładowania linii:

Q₁ − Q₂ = 65, 532 − 96, 865 =   − 31, 333 Mvar