ЧАСТЬ 2
УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Глава 9
СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
9.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
Деление режимов электрической системы на установившиеся и переходные условно. В установившемся режиме реальной системы I его параметры постоянно меняются, что связано со следующими факторами:
- изменением нагрузки и реакцией на эти изменения регули рующих устройств;
- нормальными эксплуатационными изменениями схемы ком мутации системы;
- включением и отключением отдельных генераторов или из менением их мощности.
Таким образом, в установившемся режиме системы всегда есть малые возмущения параметров ее режима, при которых она долж на быть устойчива.
Статическая устойчивость - это способность системы вос станавливать исходный (или близкий к исходному) режим после малого его возмущения.
Аварийные режимы в электрической системе возникают при КЗ, аварийных отключениях нагруженных агрегатов или линий и т. п. Под действием больших возмущений возникают резкие изменения режима.
Динамическая устойчивость - это способность системы возвращаться в исходное (или близкое к нему) состояние после боль шого возмущения. Когда после большого возмущения синхронный режим системы нарушается, а затем после допустимого перерыва восстанавливается, то говорят о результирующей устойчивости системы. Результирующую устойчивость иногда считают разно видностью динамической устойчивости, разделяя синхронную динамическую устойчивость и результирующую динамическую устойчивость.
Исходя из определения статической устойчивости системы можно заключить, что существует такой режим, при котором очень малое увеличение нагрузок вызывает нарушение его устойчивости. Такой режим называют предельным, а нагрузки системы - максимальными или предельными нагрузками по услови ям статической устойчивости.
Ограничение нагрузок может быть вызвано и другими обстоятельствами, например нагревом элементов электрической системы (генераторов, трансформаторов и т. п.). В этом случае говорят о предельных нагрузках по условиям нагрева и устанавливают также максимальное время существования режима.
Возможны ограничения нагрузок по уровням напряжения в уз лах, напряжению короны и т. п.
Пропускной способностью элемента системы называют наи большую мощность, которую можно передать через этот элемент с учетом всех ограничивающих факторов (нагрева, устойчивости, напряжения в узлах и т. п.). Иногда пропускную способность опре деляют по одному фактору и говорят, например, о пропускной способности по нагреву.
Понятие о пропускной способности справедливо и для дина мической устойчивости. В этом случае говорят о пределе передаваемой мощности по условиям динамической устойчивости при КЗ в какой-либо точке, отключении линии и т. п. Задачи, возникающие при анализе устойчивости, весьма слож ны и объемны. Поэтому для понимания физической сущности рас сматриваемых явлений прибегают к упрощению решаемых задач. Иногда приходится отказываться от математической строгости решения, отбрасывать второстепенные факторы. При этом не отражаются детали, но получается достаточно полная картина явления. Один из приемов, упрощающих решение, - рассмотрение электрической системы как позиционной.
Позиционная система - такая система, в которой параметры режима зависят от текущего состояния, взаимного положения, например, роторов генераторов и двигателей независимо от того, как было достигнуто это состояние. При этом реальные динамические характеристики элементов системы заменяются статическими.
Статические характеристики - это связи параметров режима системы, представленные аналитически или графически и не зави сящие от времени. Эти связи выявляются в основном в установив шемся режиме системы.
Динамические характеристики - это связи параметров, полу ченных при условии, что они зависят от времени. В этом случае отражается влияние первых, а возможно, и более высоких произ водных рассматриваемых параметров.
Для описания позиционной системы достаточно статических характеристик. Динамические характеристики позволяют исследовать электрическую систему как динамическую.
Динамический переход от одного режима к другому подвергается качественной оценке. При этом оцениваются характер проте кания переходного процесса (быстрый, медленный, монотонный, апериодический) и характер нового установившегося режима. Счи тается, что качество переходного процесса хорошее, если наблю даются быстрое его затухание, апериодичность или монотонность. Режим, наступающий после переходного процесса, должен иметь достаточный запас устойчивости, который проверяется из менением какого-либо параметра. Наибольшая величина отклонения, при которой система еще сохраняет устойчивость, определяет запас устойчивости, выражаемый коэффициентом запаса. Например, запас по напряжению вычисляется по формуле
запас по мощности - по формуле
Новый установившийся режим может быть оценен с помощью критериев качества, установленных ГОСТ.
9.2. ДОПУЩЕНИЯ, ПРИНИМАЕМЫЕ ПРИ АНАЛИЗЕ УСТОЙЧИВОСТИ
В дополнение к принятым при анализе электромагнитных переходных процессов допущениям принимаются еще несколько, упрощающих оценку устойчивости и обеспечивающих достаточ ную для инженерных расчетов точность.
1. Предполагается, что скорость вращения роторов синхронных машин при протекании электромеханических переходных процессов изменяется в небольших пределах (2...3 %) синхронной скорости.
2. Считается, что напряжение и токи статора и ротора генера тора изменяются мгновенно.
3. Нелинейность параметров системы обычно не учитывается. Нелинейность же параметров режима, напротив, учитывается. Ког да от такого учета отказываются, это специально оговаривают, система при этом называется линеаризованной.
4. Перейти от одного режима электрической системы к другому можно, изменив собственные и взаимные сопротивления схемы, а также ЭДС генераторов и двигателей.
5.
Исследование динамической устойчивости при несимметричных возмущениях производится в схеме прямой последова
тельности. Считается, что движение роторов генераторов и
двигателей обусловлено моментами, создаваемыми токами прямой
последовательности.
9.3. ЗАДАЧИ РАСЧЕТА УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
При анализе статической устойчивости возникает ряд задач, которые решаются в проектных и эксплуатационных организациях. К таким задачам относятся:
1. Расчет параметров предельных режимов (предельной пере даваемой мощности по линиям энергосистемы, критического напряжения узловых точек системы, питающих нагрузку, и т. д).
2. Определение значений коэффициентов запаса. Вместе с при веденными в разд. 9.1 коэффициентами запаса по напряжению и мощности могут вычисляться коэффициенты запаса по настроеч ным параметрам АРВ:
font-size:11.5pt;color:black;letter-spacing: -.4pt">где К max и
Kmin - максимальное и минимальное значения настроеч ных параметров, соответствующих границе области статической устойчивости.3. Выбор мероприятий по повышению статической устойчиво сти энергосистем или обеспечению заданной пропускной способ ности передачи.
4. Разработка требований, направленных на улучшение устой чивости систем. Выбирается настройка АРВ, обеспечивающая требуемую точность поддержания напряжения.
Решение перечисленных задач проводится с учетом возможности возникновения самораскачивания системы.
Задачи анализа динамической устойчивости связаны с перехо дом системы от одного установившегося режима к другому. Это следующие задачи:
а) расчет параметров динамического перехода при эксплуата ционном или аварийном отключениях нагруженных элементов электрической системы.
б) определение параметров динамических переходов при ко ротких замыканиях в системе с учетом различных факторов:
- возможного перехода одного несимметричного КЗ в другое (например, однофазного в двухфазное);
Работы автоматического повторного включения элемента, от ключившегося после КЗ, и т. д. Результатами расчета динамической устойчивости являются: - предельное время отключения расчетного вида КЗ в наиболее опасных точках системы;
- паузы систем АПВ, установленных на различных элементах электрической системы;
- параметры систем автоматического ввода резерва (АВР).
Расчеты ведутся, как правило, с учетом нелинейностей и
существенных динамических характеристик.
9.4. СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ПРОСТЕЙШЕЙ СИСТЕМЫ
Под простейшей системой понимается такая, в которой одиночная электростанция (эквивалентный генератор) связана с ши нами (системой) неизменного напряжения трансформаторами и линиями, по которым передается мощность от станции в систему (рис. 9.1, а). Принимается, что суммарная мощность электрических станций системы во много раз превышает мощность рассматри ваемой станции. Это позволяет считать напряжение на шинах сис темы неизменным (U = const ) при любых режимах ее работы.
На рис. 9.1, б представлены два основных агрегата тепловой электрической станции: турбина и генератор. Ротор турбины приводится во вращение паром, подводимым к турбине от котла элек тростанции. Вращающий момент турбины зависит от количества
Энергоносителя. Для паровой турбины - это пар, для гидротур бин - вода. В нормальном режиме эксплуатации основные параметры энергоносителя - температура и давление пара - стабильны, поэтому вращающий момент турбины постоянен. Мощность, вы даваемая генератором в систему, определяется несколькими пара метрами, влияние которых зависит от характеристики мощности генератора.
font-size:9.0pt;color:black;letter-spacing: -.05pt">Рис. 9.1. Оценка статической устойчивости простейшей системы: а - принципи альная схема системы; б - блок турбина - генератор; в - векторная диаграмма генератора; г - схема замещения системы; д - механический аналог блока
турбина - генератор
Для получения характеристики мощности построена векторная диаграмма электропередачи (рис. 9.1, в). Она повторяет диаграмму, изображенную на рис. 2.10, а однако в ней полный вектор тока заменен на его действительную и мнимую составляющие, а сопро тивление xd - на сопротивление xdΣ получаемое из схемы замеще ния системы, представленной на рис. 9.1, г:
xdΣ .= Xd + xT 1 + xL 2 / xL 2 + xT 2
Из векторной диаграммы следует, что
Ia xdΣ = Е sinδ ,
где Iа - активная составляющая тока; δ - угол сдвига ЭДС Е от носительно напряжения U . Умножая обе части равенства на U / xdΣ , получим
(9.1)
где Р - активная мощность, выдаваемая генератором (принята в относительных единицах).
Зависимость (9.1) имеет синусоидальный характер и называет ся характеристикой мощности генератора. При постоян ных ЭДС Е генератора и напряжении U угол поворота генератора определяется только его активной мощностью, которая, в свою очередь, определяется мощностью турбины. Наглядной иллюстрацией зависимости мощности (момента) турбины от угла сдвига 8 является система двух дисков, соединенных пружинами (рис. 9.1, д). В режиме XX (без учета трения) приводящий (поле ротора, свя занного с турбиной) и приводимый (поле статора) диски не обра зуют угла сдвига относительно друг друга. При появлении тормозящего момента (реакция статора) угол сдвига между диска ми будет тем больше, чем больше тормозящий момент. Очевидно, что при увеличении тормозящего момента может произойти проворот одного диска относительно другого, что является нарушением устойчивости рассматриваемой системы.
Мощность турбины зависит от количества энергоносителя, и в координатах Р, δ изображается прямой линией.
При определенных значениях ЭДС генератора Е и напряжения приемной системы U характеристика мощности имеет максимум, который вычисляется по формуле
Иногда эту величину называют «идеальным» пределом мощности простейшей электрической системы. Заданному значению мощности турбины соответствуют две точки пересечения характеристик a и b (рис. 9.2, а), в которых мощности генератора и турбины урав новешивают друг друга.
Рассмотрим режим работы в точке а. Если мощность генерато ра по какой-либо причине изменится на величину ΔР, то и угол δ, следуя синусоидальной зависимости, изменится на Δδ. Из рис. 9.2, а следует, что в точке а положительному приращению мощности соответствует положительное приращение угла.
При изменении мощности генератора равновесие моментов турбины и генератора нарушается. При увеличении мощности ге нератора на валу, связывающем его с турбиной, возникает избыточный тормозящий момент, поскольку тормозящий момент генератора преобладает над вращающим моментом турбины. Под влиянием тормозящего момента ротор генератора начинает замед ляться, что вызывает перемещение ротора и связанного с ним век тора ЭДС Е в сторону уменьшения угла δ (рис. 9.2, б). Необходимо подчеркнуть, что перемещение ротора под действием избыточного
font-size:9.0pt; color:black">Рис. 9.2. К определению критерия статистической устойчивости простейшей системы: а - характеристика мощности; б - отклонение вектора ЭДС от состояния равновесия; в - выпадение из синхронизма; г - механическая интерпретация
момента накладывается на его движение в положительном направлении с синхронной скоростью, которая во много раз выше скоро сти этого перемещения. В итоге в точке а восстанавливается исходный режим работы и, как следует из определения статической устойчивости, этот режим является устойчивым. Такой же вывод можно получить и при уменьшении мощности генератора в точке а. В точке b отрицательному приращению мощности генератора соответствует положительное приращение угла.
При уменьшении мощности генератора на валу возникает ус коряющий избыточный момент, который увеличивает угол d . С ростом угла мощность генератора падает, это увеличивает ускоряющий момент, т. е. возникает лавинообразный процесс, называе мый выпадением из синхронизма. Процесс выпадения из синхронизма и асинхронный режим, в котором в итоге оказывается генератор, характеризуются непрерывным перемещением вектора ЭДС Е относительно напряжения U приемной системы (рис. 9.2, в).
Если в точке b возникнет тормозной избыточный момент (мощность генератора увеличится), то он вызовет перемещение рабочей точки системы турбина - генератор в точку а.
Динамическая устойчивость -способность сист.возвращаться в исходное состояние после большого возмущения. Предельный р-м - р-м, при котором очень малое увеличение нагрузок вызывает нарушение его устойчивости. Пропускной способностью элемента системы называют наибольшую мощность, кот. можно передать через элемент с учетом всех ограничивающих факторов. Позиционная система -такая система, в кот. пар-ры р-ма зависят от текущего состояния, взаимного положения независимо от того как было достигнуто это состояние. При этом реальные динамич.хар-ки эл-ов сист. заменяются статическими. Статические хар-ки -это связи параметров р-ма системы, представленные аналитически или графически не зависящие от времени. Динамические хар-ки –связи пар-ов,полученных при условии,что они зависят от времени. Запас по напряжению: k u =. Запас по мощности: k р =. Допущения,принимаемые при анализе устойчивости : 1.Скорость вращения роторов синхр.машин при протекании электромеханич. ПП изменяется в небольших пределах(2-3%)синхронной скорости. 2.Напряжение и токи статора и ротора генератора изменяются мгновенно. 3.Нелинейность пар-ов сист.обычно не учитывается. Нелинейность же пар-ов р-ма-учитывается, когда от такого учета отказываются, это оговаривают и сист.называется линеаризованной. 4.Перейти от одного р-ма эл.сист. к др. можно,изменив собственные и взаимные сопротивл.схемы, ЭДС генераторов и двигателей. 5.Исследование динамич.устойчивости при несимметричных возмущениях производится в схеме прямой послед-ти.Движение роторов генераторов и двигателей обусловлено моментами,создаваемыми токами прямой послед-ти. Задачи анализа динамической устойчивости связаны с переходом системы от одного установившегося р-ма к др. а) расчет пар-ов динамич. перехода при эксплуатационном или аварийном отключ.нагруженных эл-ов эл.системы. б) определение пар-ов динамич. переходов при КЗ в системе с учетом: - возможного перехода 1 несимметричного КЗ в др.; - работы автоматического повторного включения эл-та,отключившегося после КЗ. Результатами расчета динамич. устойчивости являются: - предельное время отключения расчетного вида КЗ в наиболее опасных точках сист.; - паузы сист. АПВ, установленных на различных эл-ах эл.системы; - пар-ры сист. автоматического ввода резерва(АВР).
Электроэнергетическая
система динамически устойчива
,
если при каком-либо сильном возмущении
сохраняется синхронная работа всех её
элементов. Для выяснения принципиальных
положении динамической устойчивости
рассмотрим явления, происходящие при
внезапном отключении одной из двух
параллельных цепей ЛЭП (рис.а
).
Результирующее сопротивление в нормальном
режиме определяется выражением
,
а
после отключения одной из цепей –
выражением
Так
как
,
то справедливо отношение
При
внезапном отключении одной из цепей
ЛЭП ротор не успевает из-за инерции
мгновенно изменить угол δ. Поэтому режим
будет характеризоваться точкой b
на
другой угловой характеристике генератора
– характеристике 2
на
рис. 
После уменьшения его мощности возникает избыточный ускоряющий момент, под действием которого угловая скорость ротора и угол δ увеличиваются. С увеличением угла мощность генератора возрастает по характеристике 2 . В процессе ускорения ротор генератора проходит 61.1. точку с , после которой его вращающий момент становится опережающим. Ротор начинает заторможиваться и, начиная с точки d его угловая скорость уменьшается. Если угловая скорость ротора возрастает до значения= точке е , то генератор выпадает из синхронизма. Об устойчивости системы можно судить по изменению угла δ во времени. Изменение δ, показанное на рис. а , соответствует устойчивой работе системы. При изменении δ по кривой, изображенной на рис. б , система неустойчива.
отличительные признаки статической и динамической устойчивости: при статической устойчивости в процессе появления возмущений мощность генератора меняется по одной и той же угловой характеристике, а после их исчезновения параметры системы остаются такими же, как и до появления возмущений; для динам.уст наоборот.
Анализ
динамической устойчивости простейших
систем графическим методом.
Если
статическая устойчивость характеризует
установившийся режим системы, то при
анализе динамической устойчивости
выявится способность системы сохранять
синхронный режим работы при больших
его возмущениях. Большие возмущения
возникают при различных КЗ, отключении
ЛЭП, генераторов, трансформаторов и пр.
Одним из следствий возникшего возмущения
является отклонение скоростей вращения
роторов генераторов от синхронной. Если
после какого-либо возмущения взаимные
углы роторов примут определённые
значения (их колебания затухнут около
каких-либо новых значений), то считается,
что динамическая устойчивость сохраняется.
Если хотя бы у одного генератора ротор
начинает проворачиваться относительно
поля статора, то это признак нарушения
динамической устойчивости. В общем
случае о динамической устойчивости
системы можно судить по зависимостям
б= f
(t
),
полученным в результате совместного
решения уравнений движения роторов
генераторов. Анализ
динамической устойчивости простейшей
системы графическим методом.
Рассмотрим
простейший случай, когда электростанция
G
работает
через двухцепную линию на шины бесконечной
мощности (см. рис. а).
а - принципиальная схема; б - схема
замещения в нормальном режиме; в - схема
замещения в послеаварийном режиме; г -
графическая иллюстрация динамического
перехода: характеристики нормального
и аварийного режимов (кривые 1, 2
соответственно).Условие
постоянства напряжения на шинах системы
(U
=
const
)
исключает качания генераторов приёмной
системы и значительно упрощает анализ
динамической устойчивости. Характеристика
мощности, соответствующая нормальному
(доаварийному) режиму, может быть получена
из выражения
без
учета второй гармоники, что вполне
допустимо в практических расчетах.
Принимая
E
q
=
E
,
тогде
.
Предположим,
что линия L
2
внезапно отключается. Рассмотрим работу
генератора после её отключения. Схема
замещения системы после отключения
линии показана на рис.,в. Суммарное
сопротивление послеаварийного режима
увеличится по сравнению сX
dZ
(суммарное сопротивление нормального
режима). Это вызовет уменьшение максимума
характеристики мощности послеаварийного
режима (кривая 2, рис. г). После внезапного
отключения 61.2.
линии
происходит переход с характеристики
мощности 1 на характеристику 2. Из-за
инерции ротора угол
не может измениться мгновенно, поэтому
рабочая точка перемещается из точкиа
в точку b.На
валу возникает избыточный момент,
определяемый разностью мощности турбины
и новой мощности генератора (Р
= Р 0
- Р(0)).
Под влиянием этой разности ротормашины
начинает ускоряться, двигаясь в сторону
больших углов
.
Это движение накладывается на вращение
ротора с синхронной скоростью, и
результирующая скорость вращения ротора
будетw
= w 0
+
,
гдеw 0
-
синхронная скорость вращения;
- относительная скорость. В результате
ускорения ротора рабочая точка начинает
движение по характеристике 2. Мощность
генератора возрастает, а избыточный
момент - убывает. Относительная скорость
возрастает до точки с.
В точке с
избыточный момент становится равным
нулю, а скорость
- максимальной. Движение ротора со
скоростьюне прекращается в точкес
,
ротор по инерции проходит эту точку и
продолжает движение. Но избыточный
момент при этом меняет знак и начинает
тормозить ротор. Относительная скорость
вращения начинает уменьшаться и в точке
d
становится
равной нулю. Угол
в этой точке достигает своего максимального
значения. Но и в точкеd
относительное
движение ротора не прекращается, так
как на валу агрегата действует тормозной
избыточный момент, поэтому ротор начинает
движение в сторону точки с
,
относительная скорость при этом
становится отрицательной. Точку с
ротор проходит по инерции, около точки
b
угол
становится минимальным, и начинается
новый цикл относительного движения.
Колебания угла
(t
)
показаны на рис., г. Затухание колебаний
объясняется потерями энергии при
относительном движении ротора.Избыточный
момент связан с избытком мощности
выражением
,
где
ω - результирующая скорость вращения
ротора.
УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Устойчивость энергосистем - способность сохранять синхронизм между электростанциями, или, другими словами, возвращаться к установившемуся режиму после различного рода возмущений.
Связь - последовательность элементов, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.
Сечение - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.
Схема и режим энергосистемы
Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы подразделяются на нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие устойчивость, находятся в работе, и ремонтные, отличающиеся от нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из-за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении.
Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.
К установившимся относятся режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генераций, нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности и т. п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.
К переходным относятся режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромеханических процессов (с учетом первичного регулирования частоты энергосистемы).
При эксплуатации исходя из требований к устойчивости энергосистем перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:
нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);
вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).
Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС (кроме сечений, примыкающих к АЭС).
При проектировании перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются следующим образом:
нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым),
утяжеленные.
Утяжеленным считается переток, характеризующийся неблаго приятным наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10 %.
Наиболее тяжелые возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем, называемые нормативными возмущениями, подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения:
а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети.
Таблица 1. Распределение по группам возмущений
|
Возмущения |
Группы нормативных возмущений в сетях с ном. напряжением, кВ |
|||
|
КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин |
||||
|
Отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ) | ||||
|
То же, но с неуспешным АПВ* 2 | ||||
|
Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ* 2 | ||||
|
Отключение сетевого элемента резерв ными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ* 2 | ||||
|
Отключение сетевого элемента основ ными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ* 2 | ||||
|
Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя* 4 | ||||
|
То же, но при двухфазном КЗ на землю | ||||
|
То же, но при трехфазном КЗ | ||||
|
КЗ на системе (секции) шин |
||||
|
Отключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети | ||||
|
То же, но с разрывом связей | ||||
Примечание. Расчетная длительность КЗ принимается по верхней границе фактических значений. При проектировании должны приниматься меры, обеспечивающие при работе основной защиты длительности КЗ, не превышающие следующих значений:
Номинальное напряжение, кВ 110 220 330 500 750 1150
Время отключения КЗ, с 0,18 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08
б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или крупного потребителя и др.
Таблица 2. Распределение небалансов по группам возмущений
Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:
в) одновременное отключение двух ВЛ , расположенных в общем коридоре более чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения группы I в соответствии с табл. 1;
г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или генератора , которые вследствие ремонта одного из выключателей приводят к отключению другого элемента сети или генератора, подключенных к тому же распредустройству.
Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности
Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости активной мощности в сечении K р вычисляется по формуле:
где Р пр - предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;
Р-переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;
∆Р нк - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± ∆Рнк).
Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах, ∆Рзап = Рпр - (Р + ∆Рнк).
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:
где Р н1 , Р н2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения, МВт;
коэффициент К принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.
Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может быть распределена по частичным сечениям в соответствии с коэффициентами распределения мощности в этом сечении.
Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторой группы параметров позволяют достичь границы области статической устойчивости.
Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по разные стороны рассматриваемого сечения. Значение Р п определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.
Рассматриваются, как правило, сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т. е. такие, при которых частота остается практически неизменной.
Перетоки, предельные по статической устойчивости, и перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов), допустимой в течение 20 мин. Большую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за допустимое время благодаря снижению перетока в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т. п.).
В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры включатся в число контролируемых.
В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности, значения углов между векторами напряжений по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров устанавливаются на основе расчетов.
Коэффициент запаса по напряжению
Значения коэффициента запаса по напряжению К ц относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:
где U- напряжение в узле в рассматриваемом режиме;
Uкр- критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей. Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным большей из двух величин: 0,7 Uном и 0,75 Uнорм, где Uнорм - напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.
Для контроля за соблюдением нормативных запасов по напряжению в узле нагрузки в эксплуатационной практике могут использоваться напряжения в любых узлах сети энергосистемы. Допустимые значения напряжений в контролируемых узлах устанавливаются расчетами режимов энергосистемы.
ТРЕБОВАНИЯ К УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.
В области допустимых режимов должно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если самораскачивание проявляется, то должны приниматься меры по устранению его причин, а оперативно должно быть дополнительно разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исключения этих колебаний.
Допустимые перетоки определяются также допустимыми токовыми нагрузками (перегрузками с учетом их длительности) оборудования в заданном и в нормативных послеаварийных режимах и другими имеющимися ограничениями.
Таблица 3. Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных:
|
Режим, переток в сечении |
Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности |
Минимальные коэффициенты запаса по напряжению |
Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость энергосистемы |
|
|
в нормальной схеме |
в ремонтной схеме |
|||
|
Нормальный Утяжеленный Вынужденный | ||||
При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного АПВ после однофазного КЗ, возможно применение ПА для обеспечения устойчивости, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой ПА, не более 5-7 % нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее - к энергообъединению).При проектировании энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость при возмущении группы I в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА.
При эксплуатации энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке в случае возмущения группы I устойчивость должна обеспечиваться без применения ПА, за исключением тех случаев, когда:
выполнение требования приводит к необходимости ограничения потребителей, потери гидроресурсов или к ограничению загрузки (запиранию мощности) отдельных электростанций, в том числе АЭС;
в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более чем на 25%.
В указанных случаях устойчивость должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС, если возможны другие управляющие воздействия.
Послеаварийный режим после нормативных возмущений должен удовлетворять следующим требованиям:
коэффициенты запаса по активной мощности - не менее 0,08;
коэффициенты запаса по напряжению - не менее 0,1;
токовые перегрузки сетевых элементов и генераторов не превышают значений, допустимых в течение послеаварийного режима.
Длительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального режима, не большим 20 мин. В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т. е. наложение аварии на аварию) не учитывается.
Динамическая устойчивость должна быть обеспечена для максимально допустимых перетоков в сечении, увеличенных на ∆.
Устойчивость может не сохраняться в следующих случаях: при возмущениях более тяжелых чем нормативные в данных схемно-режимных условиях;
если при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении не превышает утроенной амплитуды нерегулярных колебаний мощности или уменьшается более чем на 70 %;
если аварийный небаланс мощности приводит к приращению мощности в сечении, превышающем 50 % предела статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении.
При не сохранении устойчивости деление по сечению должно не приводить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА или к погашению дефицитной по мощности подсистемы из-за недостаточности объема АЧР.
В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку (первая строка табл. 3) или к длительности послеаварийного режима (20 мин), означает переход к вынужденному перетоку и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения. Такое решение, как правило, принимается при планировании режимов исходя из располагаемых оперативных резервов активной мощности.
Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин (дополнительно к 20 мин, разрешенных для послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей и/или мобилизации резерва, может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.
При планировании режимов энергосистем должна быть исключена работа сечений, обеспечивающих выдачу мощности АЭС, с вынужденными перетоками.
На связях, по которым возможны асинхронные режимы, предусматриваются устройства ликвидации асинхронных режимов, действующих, в том числе, на деление энергосистем. Ресинхронизация, как с применением автоматических устройств, так и самопроизвольная, должна резервироваться делением.
Допустимая длительность асинхронного режима и способ его прекращения устанавливаются для каждого сечения с учетом необходимости предотвращения повреждений оборудования энергосистемы, дополнительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчивости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых может оказаться центр качаний.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ РЕЖИМОВ, УДОВЛЕТВОРЯЮЩИХ НОРМАТИВНЫМ ТРЕБОВАНИЯМ (предыдущего раздела)
Расчеты устойчивости энергосистем и расчетная проверка мероприятий по ее обеспечению осуществляются при проектировании и эксплуатации энергосистем.
Расчеты устойчивости выполняются для:
выбора основной схемы энергосистемы и уточнения размещения основного оборудования;
определения допустимых режимов энергосистемы;
выбора мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы, включая средства ПА и параметры их настройки;
определения параметров настройки систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т. д.
Кроме того, расчеты устойчивости проводятся при разработке и уточнении требований к основному оборудованию энергосистемы, релейной защите, автоматике и системам регулирования по условиям устойчивости энергосистем.
Так как принимается, что переток в сечении под действием нерегулярных колебаний мощности меняется в диапазоне Р ± ∆Р нк, то требованиям к устойчивости должен соответствовать переток Р м + ∆Р нк, где Р м - максимально допустимый переток.
Переток Р м должен соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности КР, не меньшему 20 % (см. табл. 3): РМ ≤0,8РПР - ∆РНК.
Переток Р м должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению, не меньшему 15 % во всех узлах нагрузки: Р м ≤ P(U) - ∆Р к, при U= UКР/0,85.
Зависимость перетока от наименьшего напряжения строится на основе численного моделирования при различных перетоках мощности в рассматриваемом сечении. Это требование означает, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счет снижения перетока мощности в сечении.
Переток Р м должен быть таким, чтобы во всех послеаварийных схемно-режимных условиях, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений (ослабление сечения и/или аварийный небаланс мощности) с учетом действия ПА и/или первичного регулирования частоты, выполнялось требование:
При
где
- переток активной мощности в
рассматриваемом сечении в доаварийном
режиме;
-
активной мощности в сечении в послеаварийном
установившемся режиме, в том числе после
аварийного небаланса мощности, приводящего
к увеличению перетока в сечении;
-
предельная мощность в сечении по
апериодической статической устойчивости
в послеаварийной схеме, которая, в
частности, в случае аварийного небаланса
мощности может совпадать с исходной
(рассматриваемой) схемой или измениться
в случае ослабления сечения при аварийном
отключении сетевых элементов или его
усиления за счет отключения шунтирующих
реакторов и т. п.;
∆Р ПА - приращение допустимого перетока мощности в сечении за счет управляющих воздействий ПА долговременного действия на изменение мощности.
Переток в доаварийном режиме представляется в виде функции от перетока в послеаварийном режиме для возможности учета влияющих факторов, например, изменения потерь мощности или шунтирующих связей, не включенных в рассматриваемое частичное сечение.
Приращение активной мощности в сечении, обусловленное аварийным небалансом мощности или управлением мощностью ПА, зависит от динамических харакгеристик всех параллельно работающих энергосистем. Так как расчет указанного приращения по полной модели может оказаться затруднительным, допускается его расчет по упрощенной формуле с использованием обобщенной информации о подсистемах:
где ∆Р сеч - приращение мощности в сечении за счет аварийного небаланса или применения ПА;
n = 1, 2, ..., N - подсистемы передающей части энергосистемы;
т = 1,2,..., М- подсистемы приемной части энергосистемы;
-
аварийный избыток мощности (отключаемая
генерация - с минусом) в передающей
части;
-
аварийный дефицит мощности (отключаемая
нагрузка - с минусом) в приемной части;
Кfn, Kfm - соответственно коэффициент частотной статической характеристики подсистем: n - передающей и т -приемной частей энергосистемы;
Р н m , Р н n - соответственно суммарная нагрузка подсистем n и т.
4.2.4. В каждом из нормативных послеаварийных режимов во всех узлах нагрузки коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 10 %:
При
Зависимость перетока в исходном (доаварийном) режиме от наименьшего напряжения в установившемся послеаварийном режиме строится на основе численного моделирования нормативных возмущений и действия ПА при различных исходных перетоках мощности в рассматриваемом сечении.
Максимально допустимый переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме должен не превышать предельного по динамической устойчивости перетока в том же сечении при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА:
Переток Р м в послеаварийных режимах не должен приводить к токовым перегрузкам, превышающим допустимые значения:
При
где
- ток в наиболее загруженном сетевом
элементе в послеаварийном установившемся
режиме;
-
допустимый ток с перегрузкой, разрешенной
в течение 20 мин при заданной температуре
окружающей среды в том же элементе.
Областью статической устойчивости энергосистемы называется множество ее режимов, в которых обеспечивается статическая устойчивость при определенном составе генераторов и фиксированной схеме электрической сети. Поверхность, ограничивающую множество устойчивых режимов, называют границей области статической устойчивости.
Области устойчивости строятся в координатах параметров, влияющих на устойчивость режима. Такими наиболее важными параметрами являются активные мощности генераторов, нагрузки в узлах схемы энергосистемы, напряжения генераторов; чаще всего в качестве таких параметров используются перетоки по линиям электропередачи в тех или иных сечениях энергосистемы.
Пользоваться областями устойчивости в многомерном пространстве практически невозможно; поэтому следует стремиться к уменьшению количества координат. Для уменьшения числа независимых координат учитывают различную степень влияния параметров на устойчивость режима, т.е. используют те же положения и методы, что и при эквивалентировании схем и режимов энергосистем.
Определение границ области статической устойчивости выполняется с помощью расчетов установившихся режимов, начиная с заведомо устойчивого, при таком изменении параметров, которое приводит к предельному режиму. В реальной энергосистеме утяжеление режима по активной мощности, вызванное любой причиной (командой диспетчера или возникшее самопроизвольно – из-за изменения нагрузки или возникновения аварийного небаланса мощности), сопровождается некоторым изменением частоты. Отклонение частоты в свою очередь – приводит к изменению перетоков мощности вследствие изменения мощности нагрузки (в соответствии с ее регулирующим эффектом по частоте) и изменения мощности генераторов (в соответствии со статизмом регуляторов скорости турбин). Попытка учета этих факторов в их взаимодействии приводит к необходимости подробного моделирования процессов при изменении частоты в системе и выполнения весьма трудоемких расчетов по специальным программам. Все это крайне усложнило бы методику выполнения расчетов статической устойчивости, недопустимо увеличило бы объем расчетов. Поэтому к расчетам утяжеления режимов с учетом процессов при изменении частоты прибегают только тогда, когда в этом есть действительная необходимость.
Области устойчивости строятся в координатах только активных мощностей, когда напряжения в энергосистеме при утяжелениях ее режимов изменяются мало или однозначно определяются заданными перетоками мощности. Если же вариации напряжения, возможные в различных режимах, приводят к существенным изменениям предельных мощностей, то напряжения в контролируемых точках включаются в число учитываемых координат или строится несколько областей устойчивости для разных уровней напряжения.
Расчеты статической устойчивости в послеаварийных режимах, вызванных возникновением значительных аварийных небалансов мощности, могут во многих случаях также производиться при неизменной частоте. При этом (если это необходимо) влияние изменения частоты на потокораспределение может быть учтено приближенно путем принудительного изменения балансов мощностей частей энергосистемы, разделяемых рассматриваемым сечением, на величину, пропорциональную крутизне их частотных характеристик.
При достаточных резервах реактивной мощности почти безразлично, осуществляется ли утяжеление режима перераспределением генерации или нагрузки. Для таких случаев рекомендована следующая процедура:
1) увеличение генерации в одной части энергосистемы с соответствующим (равным с точностью до изменения потерь) уменьшением генерации в другой части;
2) если на загружаемых генераторах достигнуты ограничения по располагаемой активной мощности, то дальнейшее утяжеление осуществляется уменьшением нагрузки в той же части энергосистемы;
3) если генераторы разгружены до практически реализуемого минимума, то осуществляется увеличение нагрузки.
При изменениях нагрузки предполагается, что отношение Р н /Q н остается неизменным, что соответствует наличию однотипных приемников.
Если при утяжелении режима реактивные мощности генераторов достигают ограничений по Q гmin , Q г max , то два указанных способа утяжеления режима - изменением Р г и Р н - становятся неравнозначными. Увеличению активной нагрузки соответствует рост потребляемой реактивной мощности; это приводит к снижению напряжения. При том же направлении утяжеления, но с уменьшением активной мощности генераторов, возрастает их располагаемая реактивная мощность, что способствует повышению напряжения. Следовательно, во втором случае значения Р пр могут оказаться выше.
Запас статической устойчивости для данного режима работы энергосистемы определяется его близостью к границе области устойчивости, которая может быть обусловлена апериодическим или колебательным нарушением устойчивости. Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами запаса по активной мощности в сечениях энергосистемы и по напряжению в узлах нагрузки. Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности определяется для всех сечений схемы энергосистемы, в которых необходима количественная проверка достаточности запаса. Неучет какого-либо из опасных сечений может привести к нарушению устойчивости энергосистемы при достижении перетоком в этом неконтролируемом сечении предельного значения.
Значение максимально допустимого перетока , при котором в контролируемом сечении обеспечивается требуемый минимальный запас статической устойчивости К р, может быть определено исходя из (6.1):
. (7.8)
Запас статической устойчивости по напряжению вводится для обеспечения статической устойчивости нагрузки. Для определения запаса по напряжению какого-либо узла нагрузки в данном режиме напряжение U в этом режиме сравнивается с критическим напряжением в том же узле U кр по выражению (6.2). Значение критического напряжения определяется свойствами нагрузки, главным образом загрузкой двигателей и протяженностью линий электропередачи, входящих в узел нагрузки. При определении коэффициента запаса по напряжению можно полагать, что критическое напряжение в узлах нагрузки при номинальных напряжениях до 110-220 кВ составляет 75% напряжения в рассматриваемом узле при нормальном режиме энергосистемы в том же сезоне и при том же времени суток, для которых определяется К U .
Область максимально допустимых режимов, рассчитанная для требуемого значения К р , может иметь дополнительные эксплуатационные ограничения по токам, уровням напряжения и пр. Особое внимание обращается на токи генераторов, поскольку утяжеление режима вплоть до предельного выполняется при предельно допустимых кратностях перегрузки по токам статора и ротора, допустимых для кратковременных, обычно двадцатиминутных режимов. Максимально допустимые режимы рассматриваются как длительные.
Реферат
Пояснительная записка содержит 21 страницы, 6 таблиц, 14 рисунков,3 источников литературы, в которой подробно расписана методика расчёта, которая использовалась в данной работе.
Объект исследования: система электропередачи.
Цель работы: получить навыки расчёта электромеханических переходных процессов в системе электропередачи, рассчитать предельное снижение напряжения на шинах асинхронного двигателя, оценить статическую и динамическую устойчивость системы.
Введение
Исходные данные
Заключение
Введение
Устойчивость энергосистемы - это способность ее возвращаться в исходное состояние при малых или значительных возмущениях. По аналогии с механической системой установившийся режим энергосистемы можно трактовать как равновесное положение ее.
Параллельная работа генераторов электрических станций, входящих в энергосистему, отличается от работы генераторов на одной станции наличием линий электропередачи, связывающих эти станции. Сопротивления линий электропередачи уменьшают снихронизирующую мощность генераторов и затрудняют их параллельную работу. Кроме того, отклонения от нормального режима работы системы, которые происходят при отключениях, коротких замыканиях, внезапном сбросе или набросе нагрузки, также могут привести к нарушению устойчивости, что является одной из наиболее тяжелых: аварий, приводящей к перерыву электроснабжения потребителей Поэтому изучение проблемы устойчивости очень важно, особенно применительно к линиям электропередачи переменным током. Различают два вида устойчивости: статическую и динамическую.
Статической устойчивостью называют способность системы самостоятельно восстановить исходный режим при малых и медленно происходящих возмущениях, например при постепенном незначительном увеличении или уменьшении нагрузки.
Динамическая устойчивость энергосистемы характеризует способность системы сохранять синхронизм после внезапных и резких изменений параметров режима или при авариях в системе (коротких замыканиях, отключений часта генераторов, линий или трансформаторов). После таких внезапных нарушений нормальной работы в системе возникает переходный процесс, по окончании которого вновь должен наступить установившийся послеаварийный режим работы.
Именно такие внезапные нарушения в работе СЭС приводят к тяжелым экономическим последствия для населения и промышленных объектов.
Современная энергетика уделяет очень большое внимание борьбе с авариями на линиях, короткими замыканиями, большой вклад делает еще на стадии проектировании СЭС городов и предприятий.
Исходные данные
Схема для расчёта представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Схема системы электропередачи
Исходные данные для расчёта первой и второй задачи принимаем по таблице в соответствии с номером варианта.
Технические данные трансформаторов:
Тип транс форматора,
МВАПределы регулиро
вания, %, кВ
обмоток, %
%ВНТДЦ-250000/110250-11013.8; 15.75; 1810,56402000.5ТДЦ-630000/110630-1102010.59003200.45
Параметры двухцепной воздушной линии электропередачи
Марка провода,
Ом/кмДлина
l , кмU,кВАС-3300.1070.3670.3820.3301.3890.931300110
Рисунок 2 - Схема системы для расчёта предельного снижения напряжения на шинах асинхронного двигателя
Исходные данные для расчёта третьей задачи принимаем ниже по таблице в соответствии с номером варианта.
Технические данные асинхронного электродвигателя
ТипНоминальные данныеПусковые характеристикиP, кВтI, АN, об/мин, %, кг*м2U, кВn0, об/минДАЗО 17-39-8/1050061.574191.00.855.20.652.12886741
Параметры КЛ:
Тип проводаДлина l , кмх0, Ом/кмАПвВ 1*3000,0350,099
Составляем схему замещения системы, которая представлена на рис.1 и рассчитываем индуктивные сопротивления всех элементов:
Рисунок 3 - Схема замещения системы
индуктивное сопротивлении задано,
индуктивное сопротивление трансформаторов:
индуктивное сопротивление ЛЭП:
Все сопротивления схемы замещения приводятся к номинальному напряжению генератора. Сопротивление трансформаторов:
сопротивление ЛЭП:
Определяем суммарное сопротивление системы:
Рассчитываем номинальную реактивную мощность генератора:
Определяем приближённое значение синхронной ЭДС генератора:
Определяем значение коэффициента запаса статической устойчивости:
По данным расчёта строим векторную диаграмму.
Рисунок 4 - Векторная диаграмма
Результаты расчёта заносим в таблицу 3.
Таблица 3
МВт0162312,5442541603,7625603,7541442312,51620
Рисунок 5 - Угловая характеристика мощности
Система является статически устойчивой, так как коэффициент запаса больше 20%. И предел передаваемой мощности генератора в систему достигается при угле? = 900.
Рассчитываем режимы по очереди.
2.1 Расчёт аварийного и послеаварийного режима при однофазном коротком замыкании в точке К-1
1.1 Нормальный режим
1.2 Аварийный режим
Составляем схему замещения системы при однофазном КЗ
Рисунок 6 - Схема замещения для аварийного режима при однофазном КЗ
Суммарное сопротивление КЗ Х? при однофазном коротком замыкании равно сумме сопротивлению обратной последовательностии сопротивлению нулевой последовательности.
Преобразуем схему замещения системы при однофазном КЗ из соединения "звезда" в соединение "треугольник" со сторонами Х1, Х2, Х3.
Сопротивление Х2 и Х3 могут быть отброшены, т.к. поток мощности отдаваемый генератором в сеть не проходит через эти сопротивления.
Рисунок 7 - Преобразованная схема замещения
Определим суммарное сопротивлении системы:
Где X?=X2?+X0? - шунт несимметричного КЗ, который включается между началом и концом схемы прямой и обратной последовательности.
Определяем индуктивное сопротивление нулевой последовательности Х0?:
Определим индуктивное сопротивление обратной последовательности X2?
Определяем сопротивления шунта КЗ X?:
X2?+X0? = 3 +0,097 = 3,097 Ом
Хd?II = 20,2 + 0,1 + 3,5 +0,04 + = 47Ом.
Определяем предел передаваемой мощности генератора в систему:
Изменяя значения угла от 0 до 180 град., рассчитываем соответствующие значения мощности отдаваемой генератором в систему по формуле:
Результаты расчёта заносим в таблицу 4.
Таблица 4
Град0153045607590105120135150165180, МВт081,3157222,3271,9303,3314303,3271,9222,315781,30
1.3 Послеаварийный режим
Составляем схему замещения системы для послеаварийного режима.
Рисунок 8 - Схема замещения для послеаварийного режима при однофазном КЗ
Послеаварийный режим определяется отключением одной цепи ЛЭП, после чего сопротивление изменяется:
Определяем суммарное сопротивлении системы:
Определяем предел передаваемой мощности генератора в систему:
Рассчитываем значение углов:
Тоткл = +
Поскольку линия имеет защиту, то через некоторое время она отключится выключателями. Следовательно, выбираем элегазовый выключатель серии ВГБЭ-35 - 110 с временем отключения = 0,07 с. Также должно быть предусмотрены устройства релейной защиты от КЗ. Выбираем токовое реле РТ-40 с временем уставки = 0,08 с.
0,07 + 0,08 = 0,15 с,
Находим время отключения КЗ:
Тоткл = 0,07 + 0,15 = 0,22 с.
29 ? 0,22, что удовлетворяет условию? Тоткл
Изменяя значения угла от 0 до 180 град., рассчитываем соответствующие значения мощности отдаваемой генератором в систему по формуле:
Таблица 5
Результаты расчёта заносим в таблицу 5.
град0153045607590105120135150165180,
МВт0140270.5382.5468.5522.6541522.6468.5382.5270.51400
Строим в одной координатной плоскости угловые характеристики мощности в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, на графике указываем значение мощности турбины Р0. С учётом рассчитанного значения предельного угла отключения КЗ ?откл на графике строим площади ускорения и торможения.
Рисунок 9 - График угловых характеристик мощностей и площади ускорения и торможения при однофазном КЗ
2.2 Расчёт аварийного и послеаварийного режима при трёхфазном коротком замыкание в точке К-2
2.2.1 Нормальный режим
Расчёт нормального режима проведён в задаче 1.
2.2 Аварийный режим
Составляем схему замещения системы при трёхфазном КЗ
Рисунок 10 - Схема замещения системы при трёхфазном КЗ
При трёхфазном КЗ в точке К-2 взаимное сопротивление схемы становится бесконечно большим, т.к. сопротивление шунта КЗ Х? (3) = 0. При этом характеристика мощности аварийного режима совпадает с осью абсцисс.
2.3 Послеаварийный режим
Схема замещения при трехфазном коротком замыкании и и расчет послеаварийного режима аналогичем послеаварийному режиму, приведенному в п.2.1.3
Рассчитываем значение углов:
Находим предельный угол отключения КЗ?откл:
Рассчитываем предельное время отключения КЗ:
Выбираем соответствующие уставки срабатывания устройств РЗА:
Тоткл = +
Поскольку линия имеет защиту, то через некоторое время она отключится выключателями. Следовательно, выбираем элегазовый выключатель серии
ВГТ - 110 с временем отключения = 0,055 с. Также должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от КЗ. Выбираем токовое реле РТ-40 с временем уставки = 0,05 с.
Время действия релейной защиты определяется:
0,005 + 0,05 = 0,055 с,
Находим время отключения КЗ:
Тоткл = 0,055 + 0,055 = 0,11 с.
17 ? 0,11, что удовлетворяет условию? Тоткл
Строим в одной координатной плоскости угловые характеристики мощности в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, на графике указываем значение мощности турбины Р0. С учётом рассчитанного значения предельного угла отключения КЗ?откл на графике строим площади ускорения и торможения.
Рисунок 11 - График угловых характеристик мощностей и площади ускорения и торможения при трёхфазном КЗ
Для определения динамической устойчивости системы при однофазном КЗ необходимо рассмотреть площади ускорение Fуск и торможения Fторм. Условием для динамической устойчивости системы является неравенство: Fуск? Fторм. Невооруженным глазом видно по графику угловой характеристики, что площадь ускорения на порядок больше площади торможения, значит система не является динамически устойчивой. Следовательно, накопленная кинетическая энергия не успевает превратиться в потенциальную, в результате скорость вращения ротора и угол? будут расти и генератор выпадет из синхронизма. Для определения статической устойчивости системы необходимо найти коэффициент запаса. Вычислив коэффициент запаса, можно сделать вывод, что система является статически устойчивой, так как.
Рассчитываем параметры элементов электропередачи и параметры нагрузки, приведённые к базисному напряжению Uб = 6 кВ и базисной мощности:
Sб = SАД ном = ,
Сопротивление линии:
Индуктивное сопротивление рассеяния магнитной цепи двигателя:
Определяем активную мощность потребляемая в исходном режиме двигателя:
Находим активное сопротивление ротора двигателя в исходном режиме (упрощенная схема замещения асинхронного двигателя):
0392 +0,05? = ,
произведём замену на х и получим:
05х2 - х + 0,0392 = 0;
Д = в2 - 4ас = 12 - 4?0,05?0,0392 = 0,99216;
Выбираем наибольший из корней уравнения и получаем:
Определяем реактивную мощность, потребляемую в исходном режиме двигателем:
Определяем напряжение на шинах системы в исходном режиме:
Определяем напряжение на шинах системы, при котором происходит затормаживание двигателя:
Определяем запас статической устойчивости двигателя по напряжению:
Для построения механической характеристики М = f (S) по уравнению
М = , необходимо произвести следующий расчёт:
Определяем номинальную частоту вращения ротора:
ном = n0? (1 - Sном) = 741? (1-0,01) = 734 об/мин.
Находим критическое скольжение:
кр = Sном?(?? +) = 0,01? (2,1 +) = 0,039.
Определяем номинальный и максимальный (критический) моменты двигателя:
Мном = = Н?м,
Мmax = ?? ? Мном = 2,1?6505,3 = 13661, 4 Н?м.
Для построения механической характеристики воспользуемся формулой Клосса:
Задавшись различными значениями скольжения S, найдём соответствующие им значения момента М. Результаты расчёта занесем в таблицу 6.
Таблица 6
SM, Н?м000,0166480,039136610,06124190,08105890,192620,251260,335020,426420,521180,617630,715180,813320,9115011064
По данным таблицы 6 строим график М = f (S):
Рисунок 12 - График механической характеристики асинхронного двигателя
Система является статически устойчивой, так как коэффициент запаса двигателя по напряжению больше 20%
Заключение
После выполнения данной курсовой работы были отработаны и закреплены теоретические знания, приобретенные в течение семестра по расчету различных видов КЗ; проверки системы на статическую и динамическую устойчивать; построения угловых характеристик мощности и механической характеристики асинхронных.
Научился выполнять анализ системы на устойчивость, рассчитывать режимы работы системы до, после, и во время различных видов КЗ.
Можно сделать вывод, что расчет электромеханических переходных процессов занимает одну из значимых позиций по расчету и проектировании различных простых и сложных систем энергоснабжения.
Список используемой литературы
1. Куликов Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. пособие. - Новосибирск: НГТУ, М.: Мир: ООО "Издательство АСТ", 2008. -
Боровиков В.Н. и др. Электроэнергетические системы и сети - Москва: Метроиздат., 2010. - 356 с.
Аполлонов А.А. Расчет и проектирование релейной защиты и автоматики - С. - Петербург, 2009г. - 159 с.
Репетиторство
Нужна помощь по изучению какой-либы темы?
Наши специалисты проконсультируют или окажут репетиторские услуги по интересующей вас тематике.
Отправь заявку
с указанием темы прямо сейчас, чтобы узнать о возможности получения консультации.