Расчет на динамическую устойчивость энергосистемы. Динамическая устойчивость энергосистемы. Расчет предела статической устойчивости сложной энергосистемы

Устойчивость энергосистемы - это способность ее возвращаться в исходное состояние при малых или значительных возму-щениях. По аналогии с механической системой установившийся режим энергосистемы можно трактовать как равновесное поло-жение ее.

Параллельная работа генераторов электрических станций, вхо-дящих в энергосистему, отличается от работы генераторов на од-ной станции наличием линий электропередачи, связывающих эти станции. Сопротивления линий электропередачи уменьшают снихронизирующую мощность генераторов и затрудняют их параллель-ную работу. Кроме того, отклонения от нормального режима рабо-ты системы, которые происходят при отключениях, коротких за-мыканиях, внезапном сбросе или набросе нагрузки, также могут привести к нарушению устойчивости, что является одной из наи-более тяжелых: аварий, приводящей к перерыву электроснабжения потребителей Поэтому изучение проблемы устойчивости очень важно, особенно применительно к линиям электропередачи пере-менным током. Различают два вида устойчивости: статическую и динамическую.

Статической устойчивостью называют способность системы са-мостоятельно восстановить исходный режим при малых и медлен-но происходящих возмущениях, например при постепенном незна-чительном увеличении или уменьшении нагрузки.

Динамическая устойчивость энергосистемы характеризует способность систе-мы сохранять синхронизм после внезапных и резких изменений параметров режима или при авариях в системе (коротких замыка-ниях, отключений часта генераторов, линий или трансформаторов). После таких внезапных нарушений нормальной работы в системе возникает переходный процесс, по окончании которого вновь дол-жен наступить установившийся послеаварийный режим работы.

Способы повышения устойчивости

Основным способом повышения устойчивости является увели-чение предела передаваемой мощвости. Этого можно достичь повышением э.д.с. генераторов, на-пряжения на шинах нагрузки или уменьшением индуктивного со-противления линии. Основными средствами повышения устойчи вости являются следующие:

Применение быстродействующих автоматических регулято-ров напряжения, увеличивающих э. д. с. генераторов при возрастании нагрузки. Для повышения динамической устойчивости при к. з. особенно большое значение имеет форсировка возбуждения, при которой контакты специального реле шунтируют реостаты возбуждения; в результате в обмотку возбудителя подается наи-больший возможный ток («потолочное» возбуждение). В совре-менных генераторах «потолочный» ток возбуждения составляет 1,8-2.0 его номинального значения;

Повышение напряжений действующих линий, например со 110 на 150 или иа 220 кВ;

Уменьшение индуктивного сопротивления линий, достигаемое расщеплением проводов мощных линий на два или три, или при-менением продольной емкостной компенсации с последовательным включением в линию батареи конденсаторов;

Применение быстродействующих выключателей, защит и авто-матического повторного включения линий.

Устойчивость электрической системы, устойчивость электроэнергетической системы, способность электрической системы (ЭС) восстанавливать исходное (или практически близкое к нему) состояние (режим) после какого-либо его возмущения, проявляющегося в отклонении значений параметров режима ЭС от исходных (начальных) значений. В ЭС источниками электрической энергии обычно являются синхронные генераторы, связанные между собой электрически общей сетью, причём роторы всех генераторов вращаются синхронно; такой режим, называется нормальным, установившимся, должен быть устойчив, т. е. ЭС должна возвращаться в исходное (или практически близкое к нему) состояние всякий раз после отклонений от установившегося режима. Отклонения могут быть связаны, например, с изменением мощности нагрузки, короткими замыканиями, отключениями линий электропередачи и т.п. Устойчивость системы, как правило, уменьшается при увеличении нагрузки (мощности, отдаваемой генераторами) и понижении напряжения (росте мощности потребителей, снижении возбуждения генераторов); для каждой ЭС могут быть определены некоторые предельные (критические) значения этих или связанных с ними величин, характеризующих предел устойчивости. Надёжное функционирование ЭС возможно, если обеспечен определённый запас устойчивости ЭС, т. е. если параметры режима работы и параметры самой ЭС достаточно отличаются от критических. Для обеспечения У. э. с. предусматривают ряд мероприятий, таких, как обеспечение должного запаса устойчивости при проектировании ЭС, использование автоматического регулирования возбуждения генераторов, применение противоаварийной автоматики и т.д.

При анализе У. э. с. различают статическую, динамическую и результирующую устойчивость. Статическая устойчивость характеризует У. э. с. при малых возмущениях, т. е. таких возмущениях, при которых исследуемая ЭС может рассматриваться как линейная. Изучение статической устойчивости проводится на основе общих методов, разработанных А. М. Ляпуновым для решения задач об устойчивости. В инженерной практике исследование У. э. с. иногда проводят упрощённо, ориентируясь на практические критерии устойчивости, определяющие её наличие или отсутствие при некоторых вытекающих из практики допущениях (например, о невозможности т. н. самораскачивания системы, о неизменности частоты электрического тока в системе и др.). При исследовании статической устойчивости применяют цифровые и аналоговые вычислительные машины.

Динамическая устойчивость определяет поведение ЭС после сильных возмущений, возникающих вследствие коротких замыканий, отключении линий электропередач и т. и. При анализе динамической устойчивости (система, как правило, рассматривается как нелинейная) возникает необходимость интегрировать нелинейные трансцендентные уравнения высоких порядков. Для этого применяют аналоговые вычислительные машины и т. н. расчётные модели переменного тока; наиболее часто создают специальные алгоритмы и программы, позволяющие производить расчёты на ЦВМ. Состоятельность составленных программ проверяется сопоставлением результатов расчётов с результатами экспериментов на реальной ЭС либо на физической (динамической) модели ЭС.

Результирующая устойчивость характеризует У. э. с. при нарушении синхронизма части работающих генераторов. Последующее восстановление нормального режима работы происходит при этом без отключения основных элементов ЭС. Расчёты результирующей устойчивости производятся весьма приближённо (из-за их сложности) и имеют целью выявить недопустимые воздействия на оборудование, а также найти комплекс мероприятий, ведущих к ликвидации асинхронного режима работы ЭС.

Статическая У. э. с. может быть повышена в основном использованием сильного регулирования, динамическая – форсированием возбуждения генераторов, быстрым отключением аварийных участков, применением специальных устройств для торможения генераторов, отключением части генераторов и части нагрузки. Повышение результирующей устойчивости, обычно рассматриваемое как повышение живучести ЭС, достигается в первую очередь регулированием мощности, вырабатываемой выпавшими из синхронизма генераторами, и автоматическим отключением части потребителей (автоматической разгрузкой ЭС).

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.

9.2.1. Если расчеты установившихся режимов являются самостоятельной задачей, то структура энергосистемы, средства регулирования напряжения, эксплуатационные ограничения и т.п. могут учитываться значительно более подробно, чем при расчетах устойчивости. Желательно, чтобы упрощение схем замещения энергосистемы для расчетов устойчивости производилось на основе предварительно рассчитанных нескольких (наиболее характерных при заданной постановке задачи) исходных установившихся режимов при максимальном объеме сети и полном учете ограничений, допускаемых соответствующей программой для ЦВМ.

При упрощении расчетных схем для анализа переходных процессов следует учитывать, что на результаты расчета могут оказать влияние и те факторы, которые не имеют значения, если рассчитываются только установившиеся режимы. В частности, должно учитываться возможное влияние относительного движения машин.

9.2.2. После произведенного тем или иным способом упрощения полной схемы энергосистемы исходный (для последующих расчетов устойчивости) установившийся режим должен быть рассчитан непосредственно для упрощенной расчетной схемы.

9.2.3. Эталонные программы для расчета на ЦВМ исходных установившихся режимов энергосистем должны обеспечивать возможность выполнения расчета как в устойчивой, так и в неустойчивой области режима энергосистемы. Серийные программы расчета исходных установившихся режимов могут обеспечивать возможность расчета лишь в устойчивой области работы энергосистемы (по пределу статической устойчивости), если это предусмотрено алгоритмом программы и при апробации программы проверено, что она обеспечивает возможность расчета режимов, достаточно близких к пределу устойчивости энергосистемы.

9.2.4. Расчеты установившихся режимов при номинальной частоте должны проводиться с учетом статических характеристик нагрузок по напряжению. В случаях, если по заданию устойчивость анализируется для установившихся режимов с частотой, существенно отличающейся от номинальной, например, при анализе реальных эксплуатационных или аварийных ситуаций, исходные данные для расчета такого режима должны учитывать зависимость параметров схемы от частоты.

9.3. Расчет предела статической устойчивости сложной энергосистемы

9.3.1. Статическая устойчивость энергосистемы по отношению к любым малым возмущениям (по виду и точке приложения) соответствует определению "устойчивости в малом" общей теории устойчивости Ляпунова и должна анализироваться при помощи ЦВМ по обоснованному Ляпуновым методу первого приближения [Л.1, 35-37] .

В соответствии с этим для энергосистемы при определенных предпосылках определяются линеаризованные в точке исходного не возмущенного режима дифференциальные уравнения возмущенного (по Ляпунову) движения (предполагается в неявном виде возмущение начальных условий решения уравнений). Необходимым и достаточным критерием устойчивости энергосистемы является отрицательный знак действительных корней или действительной части комплексных корней характеристического определителя уравнений возмущенного движения.

9.3.2. Следует учитывать, что погрешность расчетов возрастает в основном из-за погрешности исходных данных при усложнении энергосистем и при более полном учете в модели энергосистемы автоматических регуляторов - в особенности при учете возможности самораскачивания в энергосистеме.

9.3.3. Расчеты статической устойчивости, выполняемые как при эксплуатации энергосистем, так и при проектировании их развития, дополнительно разделяются на два вида:

Выбор типа автоматических регуляторов и определение параметров их настройки;

Определение запасов устойчивости сложной энергосистемы.

Расчеты первого вида должны проводиться по полным критериям статической устойчивости (с учетом возможности самораскачивания). Подобные расчеты громоздки и трудоемки, поэтому при проведении их (даже при помощи ЦВМ) схему замещения энергосистемы приходится значительно упрощать, ограничиваясь варьированием типа и параметров АРВ на одной-трех электростанциях. При использовании результатов этих расчетов, в особенности при наладке автоматических регуляторов, параметры последних следует выбирать так, чтобы надежно исключить возможность самораскачивания.

Расчеты на ЦВМ целесообразно выполнять по программам определения границ областей устойчивости в плоскости двух параметров (большей частью - настроечных параметров АРВ). Желательна возможность задания серии расчетов с автоматическим изменением других параметров.

При выполнении расчетов второго вида допустимо полагать, что характеристики АРВ определены и заданы на основании типовых или конкретных расчетов или на основании специальных либо наладочных испытаний. Для расчетного определения запасов устойчивости необходимо стремиться к воспроизведению действительных условий работы энергосистемы как в отношении возможного утяжеления исходных режимов и учета различных ограничений, так и в отношении максимально возможного приближения расчетных схем замещения к реальным.

При этих расчетах очень сложно (и по изложенным выше соображениям практически нецелесообразно) использовать необходимые и достаточные условия отсутствия самораскачивания. Поэтому для подобных расчетов во многих случаях достаточно ограничиться анализом только апериодической (без учета самораскачивания) и "квазиапериодической" [Л.36, 46] устойчивости (с учетом возможности самораскачивания на низкой частоте). Допустимость такого упрощения может быть обоснована анализом устойчивости с учетом самораскачивания сравнительно простых схем замещения энергосистем или опытом эксплуатации данной энергосистемы (или энергосистем сходной структуры)*.

________________

* Опыт показывает, в частности, что при наладке АРВ настроечные параметры устанавливаются с запасом по отношению к критическим (по условиям самораскачивания) значениям, выявленным наладочными испытаниями в контрольных режимах (запас необходим с учетом перспективы изменения структуры и режимов системы, а также с учетом возможной погрешности результатов расчетов, даже если они имели не типовой, а конкретный характер).

9.3.4. Проверка апериодической устойчивости выполняется по знаку свободного члена характеристического уравнения, проверка квазиапериодической устойчивости [Л.46] - кроме того и по знаку коэффициента предпоследнего члена. В обоих случаях проверяется также знак коэффициента . Эти критерии дают возможность учитывать как режимные параметры энергосистемы, так и влияние в явном виде АРВ.

Поскольку расчет для сложной энергосистемы представляет определенные трудности даже при использовании ЦВМ, то при проверке указанных критериев целесообразно для части синхронных машин энергосистемы отказаться от учета АРВ в явном виде, выполняя расчет при постоянстве фиктивных ЭДС этих синхронных машин, которые вводятся в схему замещения сопротивлением в пределах между(отсутствие АРВ) и(АРВ пропорционального действия) или(АРВ сильного действия,); учет АРВ в неявном виде для части синхронных машин (электростанций) весьма упрощает проверку устойчивости.

Для оценки допустимости других приближенных критериев устойчивости и приближенного учета АРВ, а также для сравнительно ответственных эксплуатационных расчетов необходима программа расчета на ЦВМ, которая могла бы являться эталонной в рамках предпосылок для анализа статической устойчивости энергосистем.

9.3.5. Целесообразность усложнения или упрощения модели, реализуемой в эталонной программе, необходимо обосновывать с учетом влияния погрешности исходной информации на результаты расчетов* [Л.65-68] .

_________________

*В сравнительно простых вариантах алгоритмов, позволяющих рассчитывать критерии апериодической и квазиапериодической устойчивости, учитывается регулирование возбуждения синхронных машин в зависимости от отклонения и от производных тока, напряжения и абсолютного угла и зависимость механического момента от частоты вращения при постоянном коэффициенте результирующего демпфирования [Л.45] .

9.3.6. Для нахождения предела и определения запасов статической устойчивости используется метод последовательного изменения (утяжеления) исходного режима с проверкой для утяжеленного режима критерия устойчивости.

Возможны случаи, когда предельный режим обуславливается неустойчивостью системы, а осуществимостью установившегося режима при заданных ограничениях. Если расчеты выявили, что предельные по эксплуатационной осуществимости режимы являются устойчивыми или весьма близки к пределу устойчивости, можно в дальнейшем для сходных по расчетным условиям вариантов или новых заданий не проверять критерий устойчивости, что соответственно упрощает и ускоряет решение задачи о предельных режимах.

9.3.7. Следует различать два вида ограничений, задаваемых (или рассчитываемых по некоторому алгоритму) при утяжелении исходных стационарных режимов энергосистемы:

Ограничения длительно допустимых эксплуатационных режимов (эксплуатационные ограничения). К ним относятся нормативные условия допустимой перегрузки по току или по тепловому режиму машин, трансформаторов и других элементов системы (формулируемые часто как ограничения располагаемой реактивной мощности), ограничения по перетокам в некоторых линиях электропередачи, по уровням напряжения в заданных точках сети, по допустимым отклонениям частоты и т.п.;

Ограничения режимов, которые возможны и допустимы лишь кратковременно, но устойчивость энергосистемы в которых еще может сохраняться, что должно быть проверено расчетом (технические ограничения). Ограничения в этих режимах определяются техническими характеристиками элементов энергосистемы (например, потолком возбуждения машин, форсировочной способностью автоматических регуляторов, уставкой автоматов безопасности турбин при повышенной частоте, уставкой частотной разгрузки при пониженной частоте и т.п.).

9.3.8. При расчетном утяжелении режимов энергосистемы возможен выход на эксплуатационные ограничения еще до предела статической устойчивости. В этом случае расчетом выявляются пределы осуществимости утяжеления в отношении длительно допустимых эксплуатационных режимов. Для оценки практической допустимости этих режимов (в отношении устойчивости) необходимо продолжить их расчетное утяжеление, заменив в расчете те эксплуатационные ограничения, которые не обеспечиваются сравнительно быстродействующими автоматическими устройствами, на технические ограничения. Это определит запас статической устойчивости энергосистемы при данном способе утяжеления исходного режима. Кроме того, определение нарушения эксплуатационных ограничений, например при анализе возможных послеаварийных ситуаций, даст ориентировку для обеспечения автоматического или диспетчерски управляемого перевода энергосистемы в область длительно допустимых устойчивых режимов.

9.3.9. Расчетное утяжеление режима при плановых, и, в будущем, при оперативных расчетах в соответствии с заданиями, анализирующими реальные условия работы энергосистемы и варианты диспетчерского управления, рекомендуется осуществлять следующими основными способами:

Увеличением общей нагрузки (и генерации) энергосистемы в заданных узлах сети с возможностью различного шага утяжеления в этих узлах;

Перераспределением нагрузок между генерирующими узлами;

Снижением напряжения в заданных узлах сети (изменением фиксированного модуля напряжения или реактивной мощности в узлах).

Возможно также комбинирование указанных способов утяжеления.

9.3.10. При выполнении расчетов следует учитывать, что в большинстве имеющихся программ для ЦВМ второго поколения утяжеление стационарных режимов производится при допущении о неизменности частоты. Балансирующие активную мощность узлы сети рекомендуется совмещать с шинами электростанции, регулирующих частоту. Балансирование реактивной мощности выполняется всеми узлами, в которых задаются фиксированные по модулю напряжения или статические характеристики нагрузки .

Для использования программ, позволяющих рассчитывать утяжеление исходного режима с учетом изменений частоты, необходимо вводить дополнительную информацию: статические характеристики зависимости активной и реактивной мощности нагрузки и генерации от частоты. Должны изменяться также ограничения режима. ЦВМ третьего поколения позволяет выполнять такие расчеты утяжеления режима с необходимой полнотой.

9.3.11. Выявление при анализе устойчивости энергосистемы ее "слабых" звеньев, определяющих уровень устойчивости всей энергосистемы, достигается последовательным сравнением результатов расчета устойчивости для заданной схемы замещения и схем, в которых сомнительные звенья исключаются при помощи известных способов упрощения энергосистемы. Возможно также выполнение для этой цели расчетов переходных процессов в той же схеме замещения энергосистемы при конкретных малых возмущениях, выявляющих сравнительно большие отклонения режима или нарушение устойчивости слабых звеньев энергосистемы.

Если имеются опасения, что при упрощении исходной схемы энергосистемы были устранены слабые звенья (возможность выявления неустойчивости движения внутри группы машин, объединенных в одну эквивалентную машину), можно при необходимости повторить расчет, расчленив эквивалентную машину на две машины или восстановив в схеме другие предположительно слабые звенья.

Для ЦВМ третьего поколения желательна разработка специальной подпрограммы "диагностики" типовых расчетов для выбора вариантов эквивалентирования больших схем и определения "слабых звеньев".

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
• 1. Рассчитать предел передаваемой мощности генератора Г-1 в систему при нормальном режиме работы
• 2. Рассчитать аварийный и послеаварийный режимы работы системы
• 3. Рассчитать предельное снижение напряжения на шинах асинхронного двигателя
• 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:

Параметры двухцепной воздушной линии электропередачи

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

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

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 д = 90 0 .

Рассчитываем режимы по очереди.

2.1 Расчёт аварийного и послеаварийного режима при однофазном коротком замыкании в точке К-1

2.1.1 Нормальный режим

2.1.2 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 последовательности и сопротивлению нулевой последовательности.

Преобразуем схему замещения системы при однофазном КЗ из соединения "звезда" в соединение "треугольник" со сторонами Х 1 , Х 2, Х 3.

Сопротивление Х 2 и Х 3 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 ? =X 2?+ X 0? - шунт несимметричного КЗ, который включается между началом и концом схемы прямой и обратной последовательности.

Определяем индуктивное сопротивление нулевой последовательности Х 0? :

Определим индуктивное сопротивление обратной последовательности X 2?

Определяем сопротивления шунта КЗ X ? :

X ? =X 2?+ X 0? = 3 +0,097 = 3,097 Ом

Х d?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

2.1.3 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:

Т откл = +

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:

Т откл = 0,07 + 0,15 = 0,22 с.

0,29 ? 0,22, что удовлетворяет условию? Т откл

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.

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.

2.2.2 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.

2.2.3 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 д откл:

Рассчитываем предельное время отключения КЗ:

Выбираем соответствующие уставки срабатывания устройств РЗА:

Т откл = +

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:

Т откл = 0,055 + 0,055 = 0,11 с.

0,17 ? 0,11, что удовлетворяет условию? Т откл

Строим в одной координатной плоскости угловые характеристики мощности в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, на графике указываем значение мощности турбины Р 0 . С учётом рассчитанного значения предельного угла отключения КЗ д 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 F уск и торможения F торм. Условием для динамической устойчивости системы является неравенство: F уск? F торм. 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 д 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 U б = 6 кВ и базисной мощности:

S б = S АД 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):

0,0392 +0,05 = ,

произведём замену на х и получим:

0,05х 2 - х + 0,0392 = 0;

Д = в 2 - 4ас = 1 2 - 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:

n ном = n 0 (1 - S ном) = 741 (1-0,01) = 734 об/мин.

Находим критическое скольжение:

S кр = S ном (5° +) = 0,01 (2,1 +) = 0,039.

Определяем номинальный и максимальный (критический) моменты двигателя:

М ном = = Н м,

М max = 5° М ном = 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

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. -

2. Боровиков В.Н. и др. Электроэнергетические системы и сети - Москва: Метроиздат., 2010. - 356 с.

3. Аполлонов А.А. Расчет и проектирование релейной защиты и автоматики - С. - Петербург, 2009г. - 159 с.

Подобные документы

Расчет и анализ установившихся режимов схемы электроэнергетической системы (ЭЭС). Оценка статической устойчивости ЭЭС. Определение запаса статической устойчивости послеаварийного режима системы. Отключение сетевого элемента при коротком замыкании.

курсовая работа , добавлен 11.09.2015


Анализ статической устойчивости электроэнергетической системы по действительному пределу передаваемой мощности с учетом нагрузки и без АРВ на генераторах. Оценка динамической устойчивости электропередачи при двухфазном и трехфазном коротком замыкании.

курсовая работа , добавлен 13.08.2012


Анализ особенностей электромеханических переходных процессов и критериев устойчивости электрических систем. Расчет предела передаваемой мощности и сопротивлений всех элементов системы с точным приведением к одной ступени напряжения на шинах нагрузки.

курсовая работа , добавлен 05.09.2011


Учет явлений переходных процессов на примере развития электромашиностроения. Определение параметров схемы замещения, расчёт исходного установившегося режима. Расчёт устойчивости узла нагрузки, статической и динамической устойчивости (по правилу площадей).

курсовая работа , добавлен 28.08.2009


Определение запаса статической устойчивости по пределу передаваемой мощности при передаче от генератора в систему мощности по заданной схеме электропередачи. Расчет статической и динамической устойчивости. Статическая устойчивость асинхронной нагрузки.

курсовая работа , добавлен 12.06.2011


Параметры элементов электропередачи. Схема замещения нормального режима (прямая последовательность). Аварийное отключение при двухфазном коротком замыкании. Преобразованная замещающая схема обратной последовательности. Расчет послеаварийного режима.

курсовая работа , добавлен 13.12.2012


Составление эквивалентной электрической схемы. Расчёт аналитического режима электропередачи. Построение угловой характеристики активной мощности электропередачи, оценка запаса устойчивости. Составление параметров регулирования при замыкании системы.

курсовая работа , добавлен 12.12.2012


Определение основных параметров электростанций, составление комплексной схемы замещения и расчет ее параметров. Критическое напряжение и запас устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на шинах генераторов.

курсовая работа , добавлен 07.08.2011


Расчет установившихся режимов электрической системы. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах. Комплексная схема замещения, расчет параметров.

курсовая работа , добавлен 09.03.2016


Определение тока холостого хода, сопротивлений статора и ротора асинхронного двигателя. Расчет и построение механических и электромеханических характеристик электропривода, обеспечивающего законы регулирования частоты и напряжения обмотки статора.