2. Составление комплексной схемы замещения и расчет трех установившихся режимов электрической системы

2.1 Расчет параметров схемы замещения

Генераторы станции Ст

На станции установлено 2 параллельно работающих генератора. Эквивалентные параметры: cинхронное сопротивление:

_dст=X_d%×U²_н ×cosj_Н /(100×P_н ×m), где

²_н - номинальное напряжение генератора кВ ;P_н - номинальная активная мощность МВт; cosj_Н - номинальный коэффициент мощности ; m - количество параллельно работающих генераторов.

_dст=186,2×15,75²×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,982Ом;

Аналогично определяем переходное, сверхпереходное, сопротивления обратной и нулевой последовательностей.

переходное сопротивление:

`<sub>dст</sub>=X`_d%×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н ×m)= 27,2 ×15,75²×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,143Ом;

Сверхпереходное сопротивление :

``<sub>dст</sub>=X``_d%×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н ×m)= 20,4×15,75²×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,108 Ом;

сопротивление обратной последовательности :

_{2 ст %} =X_{2 ст%}×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н ×m)= 24,9 ×15,75²×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,131Ом;

сопротивление нулевой последовательности :

_{0 ст %} =X_{0 ст%}×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н ×m)= 11,5 ×15,75²×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,061Ом;

Генераторы приемной энергосистемы Эс:

переходное сопротивление:

`<sub>dэс</sub> =X`_{dэс %}×U²_н ×cosj_Н /(100×P_н )= 31 ×110²×0,85/(100× 8000)=0,399Ом;

Генератор ТГВ - 300:

синхронное сопротивление:

_dг=X_dг%×U²_н ×cosj_Н /(100×P_н )=219×20²×0,85/(100×300)=2,482 Ом;

переходное сопротивление:

`<sub>dг</sub>=X`_dг%×U²_н ×cosj_Н /(100×P_н )=30×20²×0,85/(100×300)=0.340Ом;

Сверхпереходное сопротивление :

``<sub>d г</sub>=X``_{d г %}×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н )= 19,5 ×20²×0,85/(100× 300 )= 0,221Ом;

сопротивление обратной последовательности :

_{2 г %} =X_{2 г %}×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н )= 23,8 ×20²×0,85/(100× 300 )= 0,270Ом;

сопротивление нулевой последовательности :

_{0 г %} =X_{0 г %}×U²_н ×cosj_Н/(100×P_н )= 9,63 ×20²×0,85/(100× 300 )= 0,109Ом;

Параметры трансформаторов

Трансформатор Т 1:Установлено6 параллельно работающих трансформаторов. Эквивалентные параметры:

активное сопротивление:

_т1=DP_к×U_нв²/( S_нт²×m ), где

U_нв - номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора кВ ;S_н - номинальная мощность МВ*А ;DP_к - потери активной мощности КЗ, МВт ; m - количество параллельно работающих трансформаторов.

_т1=DP_к×U_н²/( S_нт²×m ) = 0,360 ×347²/( 125²× 6 ) = 0,462 Ом;

реактивное сопротивление:

_т1=DU_{к %} ×U_нв²/ (100 ×S_нт×m ) , где

DU_к% - напряжение КЗ;

_т1=DU_{к %} ×U_нв²/ (100 ×S_н×m ) =11,5×347²/(100 × 125 × 6 ) = 18,463 Ом;

активная проводимость :

_т1=DP_xx×m/U_н²= 0,145 × 6 /347²= 7,2 ×10^-6 См , где DP_xx - активные потери ХХ МВт ;

электростанция напряжение энергосистема генератор

реактивная проводимость :

_т1=DQ_хx×m/U_н²=I_х×S_н×m / (100×U_н²) , где DQ_хx - реактивные потери ХХ Мвар ,

I_хx - ток ХХ, %

b_{т 1} = 0,5 ×125×6 / (100 × 347²) = 31,1×10^-6 См.

активное сопротивление :

_{т 2} =DP_к×U_н²/( S_н²×m ) = 0,560 ×347²/( 200²× 5 ) = 0,337 Ом;

реактивное сопротивление :

_т2=DU_{к %} ×U_нв²/ (100 ×S_нт×m ) =11×347²/(100 ×200× 5 ) = 13,245 Ом;

активная проводимость :

_т2=DP_xx×m /U_н²= 0,220×5/347²=9,1×10^-6 См ,

реактивная проводимость :

b_{т 2}= DQ_х ×m / U_н² = I_х×S_н×m / (100 ×U_н² ) =0,45 ×200×5 / (100 × 347²) = 37,4 ×10^-6 См.

Трансформатор Т 3:Установлено5 параллельно работающих трансформаторов. Эквивалентные параметры:

активное сопротивление :R_т1=DP_кi×U_нв²/( S_нт²×m ) , где I - В, С, Н.

_кв=(DP_квн+DP_квс-DP_ксн)/2=(460+600-380)/2=340 кВт = 0,340 МВт ;_кс=(DP_квс+DP_ксн-DP_квн)/2=(600+380-460)/2=260 кВт = 0,260 МВт ;

P_кн=(DP_квн+DP_ксн-DP_квс)/2=(460+380-600)/2=120 кВт = 0,120 МВт;

R_{т 3 в} =DP_кв×U_н²/( S_н²×m ) = 0,340 ×330²/( 200²× 5 ) = 0,185 Ом;

R_{т 3 с} =DP_кс ×U_н²/( S_н²×m ) = 0,260 ×330²/( 200²× 5 ) = 0,142 Ом;

R_{т 3 н} =DP_кн×U_н²/( S_н²×m ) = 0,120 ×330²/( 200²× 5 ) = 0,065 Ом;

реактивное сопротивление :

_т1=DU_{к % i}×U_нв²/ (100 ×S_н×m ) , где I - В, С, Н.

U_кв%=(Uквн+Uквс-Uксн)/2=(34+10-22.5)/2=10.75 % ;

U_кс%=(U_квс+U_ксн-U_квн)/2=(10+22.5-34)/2=0;

U_кн%=(U_квн+U_ксн-U_квс)/2=(34+22.5-10)/2=23.25 % ;

X_{т3 в} =DU_{кв %} ×U_нв²/ (100 ×S_н×m ) =10,75×330²/(100 ×200× 5 ) =11,707 Ом;

X_{т3 с} = 0 ;

X_{т3 н} =DU_{кв %} ×U_нв²/ (100 ×S_н×m ) = 23,75 ×330²/(100 × 200 × 5 ) = 25,319 Ом;

активная проводимость :

_{т 3} =DP_xx×m / U_н² = 0,180 × 5 / 330² = 8.3×10^-6 См ,

реактивная проводимость :

_{т 3}= DQ_хx×m / U_н² = I_хx×S_н×m / (100 ×U_н² ) =0,5 ×200×5 / (100 × 330²) = 45.9×10^-6 См.

Трансформатор ТДЦ - 400000/330 .Установлен 1 трансформатор. :

активное сопротивление :R_{т 4} = 0,6 Ом ;

реактивное сопротивление :X_{т 4} = 33 Ом ;

активная проводимость:

_{т 4} = DP_xx×m / U_н² = 0,365 × 1 / 347² = 3,0×10^-6 См ,

реактивная проводимость :

_т2= DQ_х ×m / U_н² = 1,6 ×1 / 347 = 13,3 ×10^-6 См.

Сопротивления и проводимости линий электропередачи

 ;  ; ;

Линия Л 1:

₁ = 0,019×190 = 3,61 Ом ; X₁ = 0.323×190 = 61,37 Ом ;

G₁ = 0.011× 10^-6×190 = 2,09× 10^-6 Cм ; B₁ = 3.46× 10^-6×190 = 657,4× 10^-6 Cм .

Линии Л 2 и Л 4 :

R₂ =R₄= 0.015× 112 = 1,68 Ом ; X₂ =X₄= 0.332× 112 = 37,184 Ом ;

G₂ =G₄= 0.011 × 10^-6 × 112 = 1,232 × 10^-6Cм ; B₂=B₄=3.5×10^-6×112=392× 10^-6Cм .

Линии Л3 и Л5:

₃=R₅ =0.030 ×110= 3,3 Ом ; X₃=X₅ =0.331×110=36,41 Ом ;

G₃=G₅ =0.023×10^-6×110=2,53×10^-6Cм ;B₃=B₅ =3.38×10^-6×110=371,8×10^-6Cм.

Составление комплексной схемы замещения и расчет трех установившихся режимов электроэнергетической системы

Расчет установившегося режима применим программу MUSTANG.WIN. Для ввода данных и расчетов используем руководство пользователя программы и рекомендации.

Номера узлов вводим согласно схеме замещения, U_старт принимаем равным U_ном .ЭДС генераторов фиксируется как напряжение в узле при задании реактивной мощности в диапазоне Q_min=0 - Q_max. Произведем расчет трех установившихся режимов:

1.      Нормальная схема без АРВ на генераторах. При этом генераторы представляются ЭДС Е_q, приложенной за синхронным сопротивлением Х_d .

2.      Нормальная схема c АРВ на генераторах. Генераторы с АРВ ПД представляются ЭДС Е`<sub>q</sub>, приложенной за переходным сопротивлением Х`_d.

.        Ремонтная схема с АРВ на генераторе. В качестве отключенной линии принимаем линию с наибольшим потоком активной мощности Л 5

2.2 Расчёт установившегося режима нормальной схемы без АРВ на шинах генераторов

Таблицы ввода данных для расчета УР нормальной схемы без АРВ генераторов отдельно по узлам и ветвям схемы представлены в виде таблиц Excel. Протокол результатов расчета :

Программа УР к расчету готова

*** Расчет установившегося режима ***

Точность в сети более 110 КВ 0.01000000 [МВТ]

Системная точность УР 1.00000000 [МВТ]

Точность по напряжению 0.00000 [%]

Плоский старт [X]

Использование стартового алгоритма [ ]

Учет ограничений на старте [X]

Узлов - 13 Ветвей - 14 ВПТ - 0 П/СТ МППТ - 0 Участков МППТ - 0

Топология сети

Контроль информации

Формирование оптимального исключения узлов

Расчет УР

*** Режим не балансируется ***

Файл протокол - SSPREP.TXT

Как видно из результатов расчета итерационный процесс при номинальных мощностях генераторов не сходится. Поэтому, согласно рекомендациям [1,стр. 35-36] следует уменьшить исходную величину передаваемой активной мощности.

Ниже представлены результаты расчета УР нормальной схемы без АРВ на шинах генераторов.

Результаты расчета предельного режима представлены в таблицах:

Далее по результатам серии расчетов строим характеристику мощности электростанции как функцию Р = f(δ).

Коэффициент запаса К_р определим по формуле : К_р =  , где Р_пр - предельная передаваемая мощность в системе по условию статической устойчивости Р_пр = Р_мах .

Коэффициент К_р в нормальных режимах должен быть больше нормативного К_рн , значение которого составляет 0,2 . В послеаварийном режиме - не менее 0,08. [1, стр. 34]

Коэффициент запаса:К_р =  = 0,255 , что больше нормативного;

Точность расчета:Р_пред = * 100% = 0,398 % .

2.3 Расчёт установившегося режима нормальной схемы с АРВ ПД на шинах генераторов

Аналогично проводим расчет режима с АРВ ПД на шинах генераторов. В таблице ввода данных заменяем синхронное сопротивление генераторов станции и генератора ТГВ - 300 Х_dна переходное X`<sub>d</sub>. Мощности нагрузки и генераторов представлены номинальными значениями. Особенностью расчета УР с АРВ ПД является то, что в результате расчета получаем угол δ` , а не угол δ.

Фактический угол δ = δ`+ Δδ` , где δ` - угол сдвига вектора ЭДС Е` относительно вектора напряжения системы U, а дополняющий угол

Где P_г иQ_г - мощности станции, замеренные в узле Е`.

Результаты расчетов и протокол расчета :

Программа УР к расчету готова

*** Расчет установившегося режима ***

Точность в сети более 110 КВ 0.01000000 [МВТ]

Системная точность УР 1.00000000 [МВТ]

Точность по напряжению 0.00000 [%]

Плоский старт [X]

Использование стартового алгоритма [ ]

Учет ограничений на старте [X]

Узлов - 13 Ветвей - 14 ВПТ - 0 П/СТ МППТ - 0 Участков МППТ - 0

Топология сети

Контроль информации

Формирование оптимального исключения узлов

Расчет УР

Расчет УР завершен

Файл протокол - SSPREP.TXT

Для определения предела передаваемой мощности и построения угловой характеристики проведем серию расчетов, аналогичных рассмотренным ранее, но с коррекцией угла δ .

Таблица коррекции угла δ

Характеристики предельного режима представлены в таблицах :

Коэффициент запаса: К_р =  = 0,753 , что больше нормативного ;

Точность расчета: Р_пред = * 100% = 0,142 % .

2.4 Расчёт установившегося режима ремонтной схемы с АРВ ПД на шинах генераторов

Аналогично производим расчет ремонтной схемы. Также как и в предыдущем режиме производим коррекцию угла δ.

Таблица коррекции угла δ

Коэффициент запаса: К_р =  = 0,545 , что больше нормативного ;

Точность расчета: Р_пред = * 100% = 0,162 % .

3. Расчет предельного времени отключения короткого замыкания

Для оценки динамической устойчивости электроэнергетической системы необходимо рассчитать изменение углов δ генераторов в зависимости от времени переходного процесса. Признаком нарушения динамической устойчивости является увеличение разности между углами δ_ij (взаимный угол) любых двух синхронных машин на 360^◦ и более.

Необходимо преобразовать исходные данные следующим образом : исключаем генераторные ветви, а узлам генераторного напряжения придаем статус узлов с фиксацией напряжения, задаем значение активной мощности, равное Р_ном и диапазон реактивной мощности (Q_min=0-Q_ном). По результатам расчета делаем вывод о правильности задания исходных данных.

Переходим к расчету динамической устойчивости : генерирующие узлы, в том числе и балансирующий, представляются генераторами, с переходным сопротивлением Х`_d и постоянной механической инерции Т_j. Т_j = Т_j[c]*Р_нг[МВт]

Нагрузку при расчете учитываем статическими характеристиками по напряжению. При отсутствии реальных характеристик воспользуемся типовыми[1,стр. 43]

Р_н* = Р_н(0,83 - 0,3U_* + 0.47U_*²)

Для реактивной мощности:

Узлы 110 - 220 кВ:

_нагр* = Q_нагр(3,7 - 7U_* + 4,3U_*²)

Узлы 6 - 10 кВ:

Q_нагр* = Q_нагр(4,9 - 10,1U_* + 6,2U_*²)_* = U/U_н

В качестве возмущения на шинах высокого напряжения принимаем трехфазное КЗ с последующим отключением одной из линий электропередачи. Данные автоматики вводим, используя рекомендации. В момент времени Т₂ = 0,2 с на линии 2 - 7 со стороны узла 2 происходит КЗ, (сопротивление шунта Z_ш = 0,001 Ом). Отключение поврежденной линии происходит в момент времени Т₂ (сопротивление шунта Z_ш = -0,001 Ом). В качестве контролируемых параметров принимаем относительные углы, мощности и напряжения в узлах нагрузки 2, 4, 6. Результаты расчета переходного процесса представим на графике и таблице программы MUSTANG. Время отключения 0,375 с .

Время отключения 0,376 с

Точность определения предельного времени отключения

_откл^пр = [(0,376-0,375)/0,375]*100% = 0,27%,

4. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах

При расчетах устойчивости нагрузки, получающей питание от нескольких электростанций, удобно пользоваться практическим критерием dΔQ / dU< 0.

В данном случае ΔQ = Q_гΣ - Q_нагр - небаланс мощностей, Q_гΣ - суммарная генерируемая в узел реактивная мощность.

Для оценки устойчивости по данному критерию необходимо построить зависимость

ΔQ = f(U). Предельный режим определяется критическим напряжением U_кр в точке, где производная dΔQ / dU= 0.

Уровень статической устойчивости узлов нагрузки оценивается путем расчета коэффициента запаса по напряжению :

Для обеспечения устойчивости нагрузки коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 0,15 в нормальных и 0,1 в аварийных режимах электроэнергетических систем.

Для построения зависимости ΔQ = f(U) используем программу MUSTANG.WIN, в которой нагрузка может быть представлена типовыми статическими характеристиками.

Расчетная схема аналогична ремонтной схеме для расчета УР. Генераторы представлены в соответствии с типом АРВ. Исследование устойчивости проведем для узла 4. Проведем расчет исходного режима, затем серию расчетов с увеличением потребления реактивной мощности фиктивным генерирующим источником ( условно -Q_ген в узле). Расчет продолжаем до тех пор, пока итерационный процесс продолжает сходиться.

По данным расчетов составлены таблицы и графические зависимости коэффициента запаса по напряжению :К_U =  = 0,309 , что больше нормативного коэффициента запаса по напряжению :К_U =  = 0,230 , что больше нормативного .

Заключение

В результате проделанной работы был произведён анализ устойчивости электроэнергетической системы.

В процессе выполнения настоящей курсовой работы была составлена схема замещения и определены параметры схемы замещения в именованных единицах .Освоена методика использования программы для расчетов установившихся и переходных электромеханических режимов энергосистем MUSTANG.WIN.

Проведен расчет трех установившихся режимов системы : без АРВ , с АРВ ПД и для ремонтной схемы с АРВ ПД.

По результатам серии расчетов построены три угловые характеристики, соответствующие указанным выше трем режимам. Определены пределы передаваемой мощности при различных типах системы возбуждения генератора и запас статической устойчивости. Наглядно показано влияние систем АРВ на величину предельной передаваемой мощности, коэффициент запаса устойчивости по напряжению и мощности.

Так же был произведен расчет предельного времени отключения короткого замыкания. Построены графики изменения основных параметров во время переходного процесса для двух режимов : устойчивого и неустойчивого.

Исследована устойчивость узла нагрузки по критерию dΔQ/dU< 0 ,в схемах с АРВ ПД и без АРВ. В ходе исследования были построены зависимости ΔQ=f(U), определено критическое напряжение для обоих режимов.

Литература

1.   Исследование устойчивости электроэнергетических систем на ЭВМ. Методическое пособие к курсовой работе. Е. В. Калентионок, Ю.Д. Филипчик. Минск БНТУ 2010 .

.     Исследование устойчивости электроэнергетических систем на ПЭВМ. Методическое пособие к курсовой работе по дисциплине "Устойчивость электрических систем". Н. М. Сыч Е. В. Калентионок Минск 1998.

.     Устойчивость электроэнергетических систем. У. В. Калентионок Минск "Техноперспектива" 2008

.     Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. Москва "Энергоатомиздат" 1985