УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Рекомендовано

методическим советом по качеству

образовательной деятельности ДВГУПС

в качестве учебного пособия

Хабаровск

Издательство ДВГУПС

2017

УДК 621.311-026.16(075.8)

ББК З27-016.4я73

И 264

Рецензенты:

Кафедра «Электромеханика» КнаГТУ

(заведующий кафедрой доктор технических наук,

доцент А.В. Сериков)

Заместитель начальника службы тренажерной подготовки персонала

филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока

В.И. Костерин

Игнатенко, И.В.

И 264

Устойчивость электроэнергетических систем : учеб. пособие / И.В. Игнатенко. – Хабаровск : Изд-во ДВГУПС, 2017. – 106 с. : ил.

Учебное пособие соответствует рабочей программе дисциплин «Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах», «Устойчивость электроэнергетических систем», «Режимы работы электроэнергетических систем».

Учебное пособие состоит из теоретической и практической части.
В первой части рассмотрены общие сведения об устойчивости электроэнергетических систем. Во второй части приведены примеры решения задач на исследование статической и динамической устойчивости генераторов и узлов нагрузки.

Предназначено для студентов 4-го курса всех форм обучения по направлению подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника».

УДК 621.311-026.16(075.8)

ББК З27-016.4я73

ВВЕДЕНИЕ

Современная электроэнергетическая система должна обеспечивать надежное энергоснабжение и качество электроэнергии в соответствии с требованиями технических регламентов и иных нормативных актов.
Для этого создаются объединения энергосистем, связанные единым процессом производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. Все это накладывает определенные условия эксплуатации с тем, чтобы эти системы были устойчивыми к аварийным или любым другим воздействиям, которые могут быть вызваны нарушением режима системы или отдельных её элементов.

Для оценки, будет ли система устойчива, необходимо изучение режимов электрической системы, что требует рассмотрения не только электромагнитных, обусловливающих возможность получения, передачи и потребления электрической энергии, но и механических явлений в ее элементах: в первичных двигателях, их автоматических регуляторах, генераторах, двигателях нагрузки, где электрическая энергия вновь преобразуется в механическую.

Цель данного издания – формирование знаний по физическим процессам, протекающим в элементах электроэнергетических систем при переходе от одного режима к другому, методам их расчета и анализа, формирование умений и компетенций по основам обеспечения устойчивости электроэнергетических систем.

В результате изучения дисциплины студент должен:

знать:

– явления, происходящие при переходных электромеханических процессах в электрической системе в результате малых и больших возмущений;

– понятия статической и динамической результирующей устойчивости электроэнергетической системы, устойчивости узлов нагрузки; основные математические выражения, описывающие явления; главные расчетные формулы, терминологию и основные понятия;

– основные параметры электрических систем и их элементов, значения физических величин, участвующих в процессе; методы расчетов различных видов переходных процессов;

уметь:

– выполнять расчеты и исследования различных видов устойчивости электроэнергетических систем (электромеханических переходных процессов);

– уметь делать допущения и упрощения в расчетах, не нарушая требований инженерной точности;

владеть:

– навыками анализа результатов расчетов переходных процессов, которые позволяют предвидеть протекание переходных процессов, влияющих на устойчивость энергосистем.

ВВЕДЕНИЕ В ПРЕДМЕТ

«УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ»

Основные понятия работы энергосистем

Энергетическая система (энергосистема) – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима (работающих параллельно) в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом. Но в курсе
«Устойчивость электроэнергетических систем» наше внимание будет обращено только к электрической части.

Электроэнергетическая система (ЭЭС) – это условно выделенная часть энергетической системы, в которой осуществляются выработка, преобразование, передача и потребление электрической энергии и которая рассматривается как единое целое в отношении протекающих в ней физических процессов (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Понятие энергетической системы

Особенность электроэнергетической системы (ЭЭС) состоит в единстве процесса: производства (генерации), передачи (транзита), распределения, потребления электроэнергии (рис. 1.2) [1].

Приведенный выше термин «особенности работы» означает то, что выработанную электроэнергию нельзя складировать и накапливать в промышленных (значительных) объемах. Таким образом, существует баланс между выработанной и потребленной электроэнергией (с учетом потерь на передачу и потребление на собственные нужды) [2].

Рис. 1.2. Пример ЭЭС с указанием основных процессов

Объективно нужно понимать, что потребление электроэнергии не может быть постоянно одинаковым. Даже в сутках потребление изменяется, например, в рабочие часы идет максимальное потребление энергии, ночью потребление минимально. Происходят случаи выхода из строя электрооборудования, возникают короткие замыкания, т. е. меняются режимы работы ЭЭС.

Режим энергосистемы – это совокупность процессов, характеризующих работу электрической системы и ее состояния в любой момент времени. Режим характеризуется параметрами [4].

Параметры режима – это показатели, количественно определяющие состояние и качество работы электроэнергетической системы. К параметрам режима относятся: значения мощности, напряжения, тока, частоты в электроэнергетической системе, углов сдвига векторов ЭДС, напряжений, токов и т. д. Параметры режима связаны соотношениями, в которые входят параметры системы [4].

Параметры системы – это показатели, количественно определяющие физические свойства системы как некоторого материального сооружения, зависящие от схемы соединений ее элементов и принимаемых допущений. К параметрам системы относятся: значения полных, активных и реактивных сопротивлений [4], проводимостей элементов, собственных и взаимных сопротивлений, коэффициентов трансформации, постоянных времени, коэффициентов усиления.

Различают следующие режимы электрических сетей.

1. Установившийся (нормальный режим) – состояние системы, когда параметры режима изменяются в небольших пределах, позволяющих считать эти параметры неизменными. Примером может служить суточный график нагрузки [1].

2. Нормальные переходные режимы – возникают при нормальной эксплуатации системы (включение и отключение нагрузки) [1].

3. Аварийные режимы – возникают в ЭС при коротких замыканиях (КЗ), обрывах, внезапных отключениях и т. д. [1].

4. Послеаварийные режимы – наступают после отключения поврежденных элементов ЭС [1].

Режимы электрической системы, как установившиеся, так и переходные, должны отвечать определенным требованиям. Так, в нормальном рабочем режиме системы, принимаемом, как правило, за исходный, должны быть обеспечены:

1) качество – снабжение потребителей энергией, отвечающей по показателям установленным нормативам;

2) надежность – снабжение потребителей энергией без длительных перерывов и без снижения ее качества;

3) живучесть – возможность противостоять воздействию внешних сил и длительное время сохранять это состояние;

4) экономичность – надежное снабжение потребителей энергией удовлетворительного качества при возможно меньших затратах средств на ее производство и передачу [8].

США, Калифорния 2001 г.

Еще один случай, одновременно затронувший миллионы человек, произошел в 2001 г. в Калифорнии. В течение четырех дней, с 17 по 20 марта 2001 г. включительно, в данном регионе отмечалась небывалая даже для этих мест жара, в результате чего энергосистема штата испытывала постоянные перегрузки, что в итоге привело к отключению питания вначале северной части Калифорнии, а на следующий день и всего штата.

Аварии в Европе 2003 г.

Тем же августом того же 2003 г. серьезный сбой произошел в системе энергоснабжения Лондона, из-за чего весь лондонский метрополитен мгновенно остановился, отключилось электроснабжение офисов, промышленных предприятий и домов миллионов лондонцев. Основная неприятность в этом случае заключалась в том, что авария произошла в самый час пик, поэтому в Лондоне около 100 000 человек оказались запертыми в метро.

Третья авария в этом 2003 г. произошла 23 сентября на севере Европы. В результате повреждения силового кабеля, соединяющего Данию и Швецию, большинство жителей этих стран осталось без централизованного энергоснабжения, а это миллионы человек. В частности, сообщалось, что в метро оказались запертыми около 500 тыс. человек, а всего без света оставалось около четырех миллионов зданий и строений различного назначения, в том числе и жилые дома.

Грузия 2004 г.

В 2004 г. в Грузии произошло сразу два масштабных отключения централизованного энергоснабжения. Первый случился в августе, когда в результате сбоя на высоковольтной линии электропередачи «Имерити» без света осталось порядка 90 % жителей страны. Едва ликвидировав все последствия аварии, энергосистема Грузии вновь дала сбой всего через два месяца. В октябре того же года аналогичная авария случилась на ЛЭП «Картли-2», что привело к отключению 80 % потребителей страны.

Авария в России 2005 г.

25 мая на подстанции «Чагино» из-за повреждения выключателя вышел из строя трансформатор, связывавший сети 500 и 110 кВ.

Автоматически начали отключаться высоковольтные линии 500 кВ, и электричество в южной части столицы стало подаваться по сетям 220 и 110 кВ. Затем на подстанции «Очаково» отключилось четыре высоковольтные линии 220 кВ, возникла так называемая «лавина напряжения» – лавинообразное снижение напряжения из-за нарушения статической
устойчивости электроэнергетической системы на фоне нарастающего дефицита мощности.

В результате от перегрузки, возникшей из-за утреннего роста энергопотребления, началось автоматическое каскадное отключение высоковольтных линий электропередачи. Три региона: Тульская (87 %), Калужская (22 %), Московская области (26 %) остались без электрической энергии.

Если провести краткий анализ, то во многих представленных авариях прослеживаются общие факторы развития аварии:

1) возникает некоторое возмущающее воздействие;

2) энергосистема испытывает в этот момент перегрузку;

3) после чего возникает лавинный эффект (эффект домино), приводящий к отключению всех элементов системы.

Почему так происходит? Рассмотрим термины лавина напряжения и лавина частоты.

Лавина напряжения в энергосистеме – явление лавинообразного снижения напряжения вследствие нарушения статической устойчивости энергосистемы и нарастающего дефицита реактивной мощности.

Лавина частоты в энергосистеме – явление лавинообразного снижения частоты в энергосистеме, вызванное нарастающим дефицитом активной мощности.

В первом определении указано, что явление связано с нарушением статической устойчивости и нарастающего дефицита реактивной мощности, а во втором – с нарастающим дефицитом активной мощности.

Далее в учебном пособии рассмотрим понятие устойчивости энергосистем и разберем, почему дефицит активной и реактивной мощности влияет на устойчивость.

Выводы по разделу.

1. Особенность электроэнергетической системы (ЭЭС) состоит в единстве процесса: производства (генерации), передачи (транзита), распределения, потребления электроэнергии.

2. Объединенные энергосистемы имеют большую технико-экономическую эффективность. В такой системе все генераторы должны работать с одинаковой синхронной частотой.

3. В больших энергосистемах могут происходить системные аварии (black out), приводящие к огромному экономическому ущербу или к человеческим жертвам.

Контрольные вопросы

1. Каковы причины и последствия системных аварий?

2. Как связаны между собой вопросы обеспечения устойчивости энергосистем и надежность электроснабжения потребителей?

3. В чем заключается особенность работы электроэнергетической отрасли?

4. С какой целью малые энергосистемы стремятся объединить в одну большую?

5. Как связаны между собой параметры режима и параметры системы?

& р екомендуемая литература: [1–3, 5, 7].

Виды устойчивости

электроэнергетических систем

СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

и узлов нагрузки

Практические критерии

статической устойчивости узла нагрузки

Статическая устойчивость узла нагрузки определяется, прежде всего, свойствами двигательной нагрузки, то есть свойствами синхронных и асинхронных двигателей, так как именно их работа может быть нарушена в результате возмущений нормального режима. Но необходимо учитывать и статическую нагрузку (освещение, обогрев и т. п.).

Рис. 3.11. Статические характеристики комплексной нагрузки по напряжению

Устойчивость нагрузки можно оценить, используя статические характеристики нагрузки (рис. 3.11).

Статические характеристики – это зависимости, проявляющиеся в установившихся режимах, при медленных изменениях режима. Динамические характеристики проявляются в переходных процессах при быстрых изменениях параметров режима [3].

Для расчетов режимов и устойчивости электрических систем обычно используют статические характеристики нагрузки, под которыми понимают зависимости активной и реактивной мощностей нагрузки от напряжения и частоты питающей сети:

P_н = F(U, f); Q_н = F(U, f).

Статические характеристики узла нагрузки можно получить расчетным или экспериментальным путем. Трудность определения характеристик расчетным путем состоит в получении достоверных исходных данных.

Статические характеристики нагрузки, содержащие в своём составе асинхронные двигатели, показаны на рис. 3.11. Видно, что при снижении напряжения реактивная мощность сначала уменьшается, а потом начинает возрастать. Уменьшение peaктивной мощности объясняется уменьшением тока намагничивания АД. Последующее увеличение потребляемой мощности при снижении напряжения обусловлено увеличивающимся скольжением АД.

Если обратиться к схеме замещения АД (рис. 3.6), можно видеть, что при резком увеличении скольжения, которое происходит при остановке двигателя, сопротивление увеличивается, что приводит к возрастанию тока в цепи рассеяния. Точка, в которой , соответствует моменту опрокидывания двигателя (рис. 3.7).

Рис. 3.12. Схема замещения при питании нагрузки от одного источника

Если нагрузка питается от шин постоянного напряжения Е через линию сопротивлением х_вн (рис. 3.12), то признаком нарушения устойчивости будет соотношение

Связь между U и Е может быть представлена в виде

. (3.8)

Дифференцируя по Е, получим:

. (3.9)

Отсюда при имеем или . Следовательно, равенство соответствует моменту опрокидывания двигателей.
До момента опрокидывания .

Таким образом, критерий устойчивости комплексной нагрузки можно сформулировать как положительность производной от ЭДС источника питания по напряжению в узле нагрузки:

Рис. 3.13. Определение U_кр с помощью критерия

Рассматриваемый критерий используется обычно для расчётов устойчивости нагрузки, получающей питание от одного источника. Задаваясь различными значениями напряжения на нагрузке U, определяют по статическим характеристикам нагрузки величины Р_н и Q_н. Затем подсчитывают ЭДС Е источника питания и строят характеристику E = f(U) (рис. 3.13). Минимум характеристики

даёт значение критического напряжения комплексной нагрузки U_кр.

В тех случаях, когда комплексная нагрузка питается от нескольких
источников, удобнее использовать другой критерий устойчивости.

На рис. 3.14 показаны зависимости суммарной реактивной мощности, генерируемой различными источниками Q_Σ_Г, и суммарной реактивной мощности, потребляемой нагрузкой Q_Σ_Н, от напряжения на нагрузке U.

Рис. 3.14. Статические характеристики генераторов Q_Σ_Г и нагрузки Q_Σ_Н

Зависимость суммарной реактивной мощности, потребляемой нагрузкой, от шин с напряжением U представляет собой обычную статическую характеристику Q_H = f(U). Характеристика Q_Σ_Г = f(U) вычисляется при неизменных ЭДС Е источников в зависимости от напряжения на нагрузке и при условии, что суммарная активная мощность источников изменяется в соответствии с активной мощностью нагрузки P_Σ_Г = Р_Σ_Н, причём последняя следует за напряжением по статической характеристике Р_Н = f(U).

Рис. 3.15. Определение U_кр с помощью критерия устойчивости

Построенные характеристики имеют две точки пересечения (точки а и б на рис. 3.14). В этих точках баланса реактивных мощностей источников и нагрузки возможны установившиеся режимы. Однако только в точке а режим является устойчивым, режим в точке б – неустойчив, что легко обнаружить, создавая малые возмущения в режимах, соответствующих этим точкам.

Если изобразить зависимость , показанную на рис. 3.15, то можно видеть, что при устойчивом режиме работы , при неустойчивом .

Границей устойчивости будет равенство , соответствующее критическому напряжению U_кр.

Теперь, зная аспекты статической устойчивости узла нагрузки, можно понимать, почему происходит явление «лавины напряжения» (рис. 3.16). При снижении напряжения в узле нагрузки до критического U_кр АД может опрокинуться, что вызывает повышенное потребление реактивной мощности. Вот почему важно поддерживать уровень напряжения в узлах энергосистемы в нормативном диапазоне.

Лавина напряжения

Рис. 3.16. Схема реализации лавины напряжения в энергосистеме

Контрольные вопросы

1. При каком соотношении мощности генератора и турбины система находится в устойчивом состоянии?

2. Запишите выражение критерия статической устойчивости.

3. Сформулируйте критерий статической устойчивости.

4. Запишите выражение запаса статической устойчивости.

5. Поясните термин «точка устойчивого равновесия».

6. Поясните термин «точка неустойчивого равновесия».

7. Каковы критерии устойчивости узла нагрузки?

8. Что понимается под термином «опрокидывание» двигателя?

ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Повышение устойчивости

электроэнергетических систем.

Системная автоматика

Нарушение нормального режима энергосистемы в результате воздействия аварийного возмущения приводит к возникновению следующих технологических рисков:

• недопустимому снижению надежности режима энергосистемы с высокой вероятностью нарушения устойчивости параллельной работы электростанций, узлов нагрузки;

• возникновению в энергосистеме асинхронного режима (АР), приводящего к нарушению электроснабжения потребителей, опасного для
оборудования и предрасположенного к дальнейшей эскалации с переходом одночастотного АР в многочастотный;

• недопустимому снижению напряжения, возникновению лавины напряжения с нарушением электроснабжения потребителей;

• недопустимому повышению напряжения с повреждением оборудования;

• недопустимому повышению частоты с отключением генераторов и погашением электростанций;

• недопустимому снижению частоты с погашением электростанций, возникновением лавины частоты и массовым отключением нагрузки потребителей;

• повреждению оборудования в результате его перегрузки транзитными потоками мощности.

Но представленные случаи в объединенных ЭЭС происходят крайне редко, потому что есть система противоаварийной автоматики (ПА) [11].

Автоматическое противоаварийное управление – управление режимом энергосистемы посредством специальных автоматических устройств противоаварийной автоматики (ПА), цель которого заключается в предотвращении развития нарушений нормального режима, сопровождающихся высокой скоростью изменения его параметров, при которой неэффективны системы автоматического и оперативного управления нормальными режимами [12].

Система противоаварийной автоматики – комплекс устройств противоаварийного управления, состоящий из совокупности подсистем, предназначенных для обеспечения предотвращения и развития нарушений нормального режима в пределах своей области управления (энергоузла, энергорайона, энергообъединения).

По целям управления ПА делится на автоматики:

• предотвращения нарушений устойчивости в ЭЭС (АПНУ);

• предотвращения недопустимых для оборудования режимов и обеспечения живучести энергосистемы (АЛАР, АОПЧ, АОСЧ, АОПН, АОСН, АОПО);

• восстановления электроснабжения (ЧАПВ).

Существует три вида ПА [12].

Централизованная система ПА – система, контролирующая совокупность схемно-режимных параметров района управления энергосистемы путем реализации управляющих воздействий, рассредоточенных в
обслуживаемом районе.

Распределенная система ПА – система устройств, действующих по общесистемному параметру и обеспечивающих его восстановление с
использованием локальных управляющих воздействий на отдельных объектах системы.

Локальные устройства ПА – устройства, контролирующие единичные местные параметры режима на объекте и обеспечивающие их возврат в допустимую область с использованием локальных управляющих воздействий.

К централизованной ПА относятся централизованные комплексы авто-матики предотвращения нарушений устойчивости энергосистемы (ЦСПА, ЦПА).

К распределенным относятся:

– автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ);

– автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ).

К локальным относятся:

– автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН);

– автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН);

– автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР);

– автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО).

Автоматическое противоаварийное управление режимом энергосистемы осуществляется для предотвращения нарушений устойчивости, ограничения развития и прекращения аварийных режимов, возникающих, как правило, при коротких замыканиях, повреждениях оборудования, отказах релейной защиты, и сопровождающихся высокой интенсивностью изменения параметров режима, нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории, обесточиванием ответственных потребителей (включая собственные нужды электростанций).

Противоаварийная автоматика ЭЭС находится во взаимодействии с релейной защитой (РЗ), средствами технологического и режимного управления в энергосистеме, включая АПВ, АВР, автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока).

Подсистемы ПА (рис. 5.1), функционируя совместно, должны взаимно дополнять и резервировать друг друга, образуя эшелонированную систему ПА, обеспечивающую необходимый уровень живучести ЭЭС.

Рис. 5.1. Совместное функционирование ПА

Живучесть – это способность системы выдерживать крупную аварию без ее каскадного развития и отключения тех наиболее важных потребителей, которые не подключены к устройствам автоматической разгрузки.

Организация системы противоаварийного управления производится в соответствии с принципами:

● приоритетности противоаварийного управления перед коммерческим при возникновении аварийных нарушений режима ЭЭС;

● единообразия при построении многоуровневых комплексов.
Построение любого уровня единообразно в части структуры технических средств, системного программного обеспечения, средств внешнего взаимодействия. При этом устройства разных уровней могут различаться количеством, составом функциональных блоков и соответственно функциональными возможностями;

● ситуационной автономии в многоуровневых системах. Предполагает самостоятельность управления на нижнем уровне по собственной имеющейся информации, на базе собственных заложенных алгоритмов управления, в случаях, когда связь с устройством верхнего уровня потеряна, информация настройки от верхнего уровня отсутствует или недостоверна (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Организация системы противоаварийного управления

ПА, как правило, использует следующие основные виды управляющих воздействий:

– разгрузка тепловых и гидротурбин (РТ);

– отключение генераторов (ОГ);

– пуск генераторов;

– загрузка генераторов (ЗГ);

– отключение нагрузки (ОН);

– программная форсировка возбуждения генераторов (ФВ);

– управление установками продольной и поперечной компенсации (включение/отключение шунтирующих реакторов, форсировка компенсации);

– деление системы на несинхронно работающие части (ДС);

– отключение линий и трансформаторов, секционных и шиносоединительных выключателей, не приводящее к ДС.

Приведем примеры управляющих воздействий.

Отключение генераторов (ОГ).

ОГ может быть применено для повышения ДУ частей системы (чаще всего на ГЭС), с избытком активной мощности.

Время реализации составляет 0,3–0,4 с, вычисляется так:

t_ог = t_рз + t_ув + t_ов, (5.1)

где t_рз – время работы РЗ; t_ув – время определения числа ОГ (управляющее воздействие (УВ)); t_ов – время отключения выключателей.

Отключение части генераторов часто сопровождается отключением нагрузки (ОН) в приемной энергосистеме. На рис. 5.4 показан пример
изменения площадок ускорения и торможения.

а	б

Рис. 5.4. Меры повышения динамической устойчивости при ОГ: а – без применения ОГ; б – с применением ОГ

Основные недостатки отключения генераторов (ОГ):

• большая дискретность УВ;

• сравнительно большое время на повторное включение отключенных генераторов (десятки минут);

• требование в системах соизмеримой мощности ОН.

КЗ на системе (секции) шин

Отключение СШ с однофазным КЗ, несвязанное с разрывом связей между узлами сети I I II II То же, но с разрывом связей III III – –

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. Распределение небалансов по группам возмущений указано в табл. 5.2.

Таблица 5.2

ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ задач УСТОЙЧИВОСТИ

Электроэнергетических систем

Вывод по работе

Характеристика мощности имеет максимум при угле δ, большем, чем характеристики мощности при отсутствии АРВ (E_q = const) и АРВ пропорционального действия (E’_q = const). Значение максимальной передаваемой мощности для этой характеристики наибольшее, что можно подтвердить расчетом коэффициента запаса статической устойчивости
(см. рис. 6.3, 6.5, 6.7).

Первый интервал (0–0,05 с).

Электрическая мощность, отдаваемая генераторами в первый момент до возникновения КЗ

;

Избыток мощности в начале интервала

Приращение угла за интервал

Угол к концу первого интервала

Второй интервал (0,05–0,1 с).

Третий интервал (0,1–0,15 с).

Пятый интервал (0,2–0,25 с).

Шестой интервал (0,25–0,3 с).

;

Все полученные данные объединим в таблицу, по которой построим необходимую зависимость (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Данные для построения зависимости δ ’ = f(t)

t, c	δ', град	P	ΔP	Δδ’, град
0,00	40,583	0,527	0,608	0,997
0,05	41,585	0,535	0,6	2,96
0,10	44,545	0,56	0,575	4,845
0,15	49,39	0,599	0,536	6,6
0,20	55,99	0,645	0,49	8,2
0,25	64,19	0,692	0,443	9,653
0,30	73,84	–	–	–

По результатам расчета, приведенным в таблице, построим кривую . Зная, что = 64,28°, по кривой найдем t_откл = 0,251 с
(рис. 6.16).

Рис. 6.16. Определение времени отключения генератора

Выводы

в работе был проведен анализ динамической устойчивости системы, то есть способности электроэнергетической системы восстанавливать после больших возмущений режим, близкий к исходному. Для этого рассчитано предельное время отключения двухфазного короткого замыкания. По результатам расчетов оно составило 0,251 секунды. Значение предельного времени отключения численно определяет предел динамической устойчивости работы генератора, а также требование к предельному времени срабатывания релейной защиты и автоматики по условию быстродействия.

ЗАДАНИЕ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ

Исходные данные для расчета статической устойчивости гидрогенератора

Наименование	Вариант
Наименование	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Тип генератора	СВ-1190/215-48ТВ4	СВ-1436/200-80УХЛ4	СВ-1100/250-36У4	СГКВ-776/125-96	СВ-808/130-40У4	СВ-1470/149-10УХЛ4	СВ-1160/180-72	СВ-915/165-40У4	СВ-1130/140-48ТС4	СВ-1500/200-88
U_C	1,02	1,05	1,07	1,00	1,01	1,08	1,07	1,05	1,02	1,03
Х_ВН	0,65	0,89	1,20	1,05	0,75	0,45	0,86	0,74	0,99	0,47
P₀	0,71	0,62	0,58	0,84	0,81	0,75	0,58	0,74	0,65	0,69
Q₀	0,32	0,24	0,45	0,25	0,24	0,32	0,42	0,37	0,45	0,48

Таблица 7.2

Исходные данные для расчета статической устойчивости турбогенератора

Наименование

Вариант

Тип

генератора

Т-6-2У3

Т-12-2У3

ТВФ-63-2ЕУЭ

ТВФ-120-2У3

ТВФ-110-2ЕУ3

ТГВ-200-2У3

ТГВ-200-2МУ3

ТВВ-800-2ЕУ3

ТВВ-1000-4У3

ТВВ-1200-2У3

Таблица 7.3

Исходные данные для ра c чета динамической устойчивости генератора

Вариант	Генератор						Трансформатор Т-1			Трансформатор Т-2			ЛЭП		Нагрузка		Вид КЗ
Вариант	S_ном, Мва	U_ном, кВ	cosj_ном	x^/_d	X₂	T_j	S_ном, Мва	U_К, %	К₁	S_ном, Мва	U_К, %	К₂	L, км	X₁, Ом/км	Р_н, МВт	cosj_н	Вид КЗ
1	500	10,5	0,80	0,222	0,155	11	630	10	10,5/250	630	12	220/122	300	0,4	60	0,85	К3
2	350	6,3	0,81	0,230	0,132	10	400	11	6,3/120	400	13	110/235	150	0,6	65	0,80	К2
3	450	10,5	0,82	0,245	0,231	9	630	12	10,5/230	630	14	220/125	340	0,4	70	0,81	К2,2
4	420	6,3	0,83	0,320	0,145	8	500	13	6,3/115	500	10	110/235	170	0,6	85	0,83	К1
5	550	10,5	0,84	0,210	0,125	6	630	14	10,5/235	630	11	220/122	290	0,4	45	0,84	К2
6	350	6,3	0,85	0,215	0,145	7	360	10	6,3/118	360	12	110/235	145	0,6	60	0,85	К2
7	450	10,5	0,86	0,245	0,187	11	500	11	10,5/245	500	13	220/122	300	0,4	50	0,81	К3
8	500	6,3	0,87	0,123	0,178	10	500	12	6,3/125	500	14	110/235	150	0,6	45	0,90	К1
9	470	10,5	0,88	0,247	0,244	9	630	13	10,5/250	630	10	220/122	310	0,4	50	0,89	К3
10	400	6,3	0,80	0,211	0,145	8	360	14	6,3/120	360	11	110/235	155	0,6	60	0,87	К2
11	330	10,5	0,81	0,254	0,178	6	360	10	10,5/253	360	12	220/122	300	0,4	75	0,85	К2,2
12	500	6,3	0,82	0,222	0,155	7	630	11	6,3/127	630	13	110/235	150	0,6	60	0,80	К1
13	350	10,5	0,83	0,230	0,132	11	360	12	10,5/250	360	14	220/122	340	0,4	65	0,81	К2
14	450	6,3	0,83	0,245	0,231	10	400	13	6,3/120	400	10	110/235	170	0,6	70	0,83	К2
15	420	10,5	0,84	0,320	0,145	9	400	14	10,5/235	400	11	220/122	290	0,4	85	0,84	К3
16	550	6,3	0,85	0,210	0,125	8	630	10	6,3/118	630	12	110/235	145	0,6	45	0,85	К1
17	350	10,5	0,86	0,215	0,145	6	400	11	10,5/245	400	13	220/122	300	0,4	60	0,81	К3
18	450	6,3	0,87	0,245	0,187	7	500	12	6,3/125	500	14	110/235	150	0,6	50	0,90	К2
19	500	10,5	0,88	0,123	0,178	11	630	13	10,5/250	630	10	220/122	310	0,4	45	0,89	К2,2
20	470	6,3	0,83	0,247	0,244	10	500	14	6,3/120	500	11	110/235	155	0,6	50	0,87	К1
21	410	10,5	0,86	0,211	0,145	9	400	10	10,5/235	400	12	220/122	300	0,4	60	0,85	К2
22	330	6,3	0,80	0,254	0,178	8	360	11	6,3/118	360	13	110/230	150	0,6	75	0,80	К2

Номер варианта определяется преподавателем.

Расчетная схема системы на рис. 6.9.

Характеристика элементов электрической системы.

Исходные данные по генератору энергосистемы (по варианту).

Исходные данные по трансформатору Т-1 (по варианту).

Исходные данные по трансформатору Т-2 (по варианту).

Исходные данные по ЛЭП (по варианту).

Нагрузка генераторных шин (по варианту).

Мощность, передаваемая в систему (по варианту).

Напряжение на шинах системы.

Расстояние от повысительной подстанции Т-1 до расчетной точки короткого замыкания на одной цепи линии определяется самостоятельно (по варианту).

Нагрузка на собственные нужды.

Расчетный вид короткого замыкания (по варианту).

– однофазное короткое замыкание;

– двухфазное короткое замыкание;

– двухфазное короткое замыкание на землю;

– трехфазное короткое замыкание.

Словарь основных терминов

Авария в энергосистеме – нарушение нормального режима работы всей или значительной части энергетической системы, связанное с повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей.

Аварийный режим энергосистемы – режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) – устройства противоаварийной автоматики, осуществляющие управляющее воздействие на скорость вращения роторов генераторов (ускорение или торможение) электростанций или действующие на деление энергосистемы на несинхронно работающие части.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) энергосистемы (района управления) – автоматика, предназначенная для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электростанций, энергосистем, устойчивости узлов двигательной нагрузки при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в послеаварийных режимах нормативного запаса статической устойчивости, осуществляющая контроль режима района управления, фиксацию АВ, выбор и реализацию необходимых управляющих воздействий.

Автоматическое противоаварийное управление – управление режимом энергосистемы посредством специальных автоматических устройств. Цель заключается в предотвращении развития нарушений нормального режима, сопровождающихся высокой скоростью изменения его параметров, при которой неэффективны системы автоматического и оперативно-диспетчерского управления нормальными режимами.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) – автоматическое устройство, которое отключает часть нагрузки энергосистемы в случае снижения частоты ниже допустимого уровня.

Автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН) – устройства противоаварийного управления, воздействующее на автоматические регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов и на включение шунтирующих реакторов или на отключение линии электропередачи при повышении напряжения выше допустимого уровня.

Автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ) – устройство противоаварийного управления, воздействующее на разгрузку или отключение части генераторов электростанций, при повышении частоты сверх заданного значения.

Автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН) – устройство противоаварийного управления, воздействующее на автоматические регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, на отключение шунтирующих реакторов, включение источников реактивной мощности, отключение нагрузки при снижении напряжения ниже допустимого уровня.

Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) – автоматика для ограничения снижения частоты, воздействующая на: автоматический частотный ввод резерва; автоматическую частотную разгрузку; дополнительную разгрузку; выделение электростанций или генераторов на питание собственных нужд электростанций; включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты.

Автоматическое предотвращение перегрузки оборудования
(АОПО) – автоматика, которая воздействует на отключение потребителей, деление системы и на отключение перегруженного оборудования при токовой перегрузке данного оборудования сверх допустимой величины в течение заданного времени.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) – изменение
автоматическим устройством (регулятором) тока ротора синхронной электрической машины, обеспечивающее заданное в нормальном режиме или максимальное технически достижимое в аварийном режиме напряжение на шинах электростанции или подстанции.

Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности – автоматическое поддержание требуемых значений напряжения и реактивной мощности путем воздействия на возбуждение синхронных электрических машин и других источников реактивной мощности (статические тиристорные компенсаторы, конденсаторные батареи), а также путем автоматического изменения коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов.

Асинхронный режим – режим энергосистемы, характеризующийся устойчивыми глубокими периодическими колебаниями напряжений, токов и мощностей, периодическим изменением взаимного угла ЭДС генераторов электростанций и наличием разности частот между частями синхронной зоны при сохранении электрической связи между ними.

Астатическое регулирование – регулирование, имеющее целью сведение к нулю установившегося значения отклонения регулируемого параметра. Реализация автоматического астатического регулирования обеспечивается интегральным (пропорционально-интегральным) регулятором.

Баланс мощности энергосистемы – система показателей, характеризующая соответствие суммы значений нагрузки энергосистемы и необходимой резервной мощности величине располагаемой мощности энергосистемы.

Баланс электроэнергии энергосистемы – система показателей, характеризующая соответствие потребления электроэнергии в энергосистеме, расхода ее на собственные нужды и потери в электрических сетях величине выработки электроэнергии в энергосистеме с учетом перетоков мощности из других энергосистем.

Большое возмущение – это возмущение, влияние которого на характер поведения системы существенно зависит от времени существования, значения и места появления возмущающего воздействия, в связи с чем система во всем диапазоне исследования должна рассматриваться как нелинейная (т. е. изменяются параметры энергосистемы).

Большая электроэнергетическая система – протяженное и, как правило, транснациональное энергообъединение с различной оперативной политикой, технико-экономическими характеристиками и показателями надежности оборудования, необходимостью учета контрактных поставок и приоритетностью оказания взаимопомощи.

Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование) – процесс компенсации возникающих в области регулирования небалансов мощности путем изменения мощности электростанций под воздействием центрального регулятора (автоматическое) или по командам диспетчера (оперативное) для поддержания плановых обменов мощностью между энергосистемами, восстановления нормального уровня частоты, а также ликвидации перегрузки транзитных связей и сечений.

Вынужденный режим энергосистемы – режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный режим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления для послеаварийных режимов на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 минут (дополнительно к 20 минутам, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы.

Динамическая устойчивость энергосистемы – способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после значительных нарушений без перехода в асинхронный режим.

Единая энергетическая система (ЕЭС) – совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть – комплекс электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики и обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

Концентрированная электроэнергетическая система – ЭЭС, пропускная способность связей которой (в том числе при плановых и аварийных ремонтах сетевых элементов) не ограничивает использование мощности электростанций в любой точке потребления.

Критическое напряжение в энергосистеме – предельное наименьшее значение напряжения в узлах энергосистемы по условиям статической
устойчивости.

Крутизна статической частотной характеристики энергосистемы (энергообъединения) – коэффициент линеаризованной зависимости мощности первичного регулирования энергосистемы от отклонения частоты.

Запас устойчивости – показатель, количественно характеризующий «удаленность» значений параметров режима энергосистемы от их значений в предельном по устойчивости режиме.

Максимально допустимый переток – наибольший допустимый переток мощности в сечении в нормальном режиме, удовлетворяющий требованиям к устойчивости энергосистемы.

Малое возмущение – это возмущение, влияние которого на характер поведения системы проявляется практически независимо от места появления возмущающего воздействия и его значения (т. е. параметры энергосистемы постоянны).

Математическая модель – описание режима электроэнергетической системы в виде математических соотношений, устанавливающих количественные связи между основными параметрами, его характеризующими.

Межсистемная связь – линия или участок линии электропередачи, непосредственно соединяющие электростанции или подстанции разных энергосистем.

Мертвая полоса первичного регулирования (±Δf₀) – диапазон фактических отклонений частоты электрического тока от номинального значения, в котором энергоблок может не изменять свою мощность, определяемый как сумма точности локального измерения частоты и зоны нечувствительности первичных регуляторов.

Метод симметричных составляющих – метод расчета несимметричных режимов электроэнергетической системы, базирующийся на математической теории многофазных электрических систем при неодинаковых условиях работы фаз.

Надежность энергосистемы – комплексное свойство энергетической системы, определяющее ее способность выполнять заданные функции по производству, передаче, распределению и потреблению электроэнергии при сохранении своих основных характеристик (при установленных отраслевыми правилами условиях эксплуатации) в допустимых пределах.

Нормальный режим энергосистемы – режим энергосистемы, при котором все потребители снабжаются электрической энергией в соответствии с договорами и диспетчерскими графиками, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Нормированное первичное регулирование частоты в энергосистеме – первичное регулирование, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергосистемы (энергообъединения) выделенными электростанциями (энергоблоками), на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами).

Обобщенный вектор трехфазной системы – вектор, проекции которого на три оси времени дают его мгновенные значения в отдельных фазах.

Объединенная энергосистема (ОЭС) – совокупность нескольких энергетических систем, объединенных общим режимом работы, имеющая общее диспетчерское управление.

Общее первичное регулирование частоты в энергосистеме – первичное регулирование, осуществляемое всеми электростанциями в пределах имеющихся в данный момент времени регулировочных возможностей систем первичного регулирования электростанций (энергоблоков) с характеристиками систем первичного регулирования, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.

Параметры режима – это показатели, количественно определяющие состояние и качество работы электроэнергетической системы. К параметрам режима относятся значение мощности, напряжения, тока, частоты в электроэнергетической системе, углов сдвига векторов ЭДС, напряжений, токов и т. д. Параметры режима связаны соотношениями, в которые входят параметры системы.

Параметры системы – это показатели, количественно определяющие физические свойства системы как некоторого материального сооружения, зависящие от схемы соединений ее элементов и принимаемых допущений. К параметрам системы относятся значения полных, активных и реактивных сопротивлений, проводимостей элементов, собственных и взаимных сопротивлений, коэффициентов трансформации, постоянных времени, коэффициентов усиления.

Первичное регулирование мощности электростанций – процесс
изменения мощности электростанций под воздействием систем первичного регулирования, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.

Первичное регулирование мощности нагрузки потребителей –
изменение мощности потребителей при изменении частоты вследствие саморегулирования.

Первичное регулирование частоты в энергосистеме (первичное регулирование) – совместное первичное регулирование мощности потребителей и электростанций.

Послеаварийный режим энергосистемы – режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима. Послеаварийный режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам режима по сравнению с требованиями к нормальному режиму. Продолжительность нормализации послеаварийного режима ограничена 20 минутами. В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т. е. наложение аварии на аварию) не учитывается. Превышение указанного времени означает переход к работе в вынужденном режиме.

Противоаварийная автоматика – совокупность устройств измерения и обработки параметров режима, передачи информации и команд управления, объединенных в единый комплекс автоматики, реализующий управляющие воздействия в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для предотвращения развития аварий в ЭЭС, их локализации и ликвидации.

Рабочая мощность – располагаемая мощность энергосистемы с учетом снижения мощности вследствие вывода в ремонт оборудования электростанций.

Располагаемая мощность – установленная мощность энергосистемы с учетом имеющихся ограничений по мощности и возможных длительно допустимых перегрузок оборудования в данный момент времени.

Регулирующий эффект нагрузки электроэнергетической системы по напряжению (регулирующий эффект нагрузки по напряжению) –
изменение активной или реактивной мощности нагрузки электроэнергетической системы при изменении напряжения на ее шинах, препятствующее данному возмущению.

Регулирующий эффект нагрузки электроэнергетической системы по частоте (регулирующий эффект нагрузки по частоте) – изменение
активной или реактивной нагрузки электроэнергетической системы при изменении частоты, препятствующее данному возмущению.

Режим энергосистемы – единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме, характеризуемый его техническими параметрами, состоянием объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики).

Режим энергосистемы нормальный (нормальный режим энергосистемы) – режим энергосистемы, при котором все потребители снабжаются электрической энергией в соответствии с договорами и диспетчерскими графиками, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Режим энергосистемы аварийный (аварийный режим энергосистемы) – режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляет недопустимую угрозу жизни людей, ведет к повреждению оборудования и/или ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Режим энергосистемы послеаварийный – режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима.

Режим энергосистемы вынужденный – режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимую.

Режимная автоматика – совокупность устройств измерения и обработки параметров режима, передачи информации и команд управления, объединенных в единый комплекс автоматики, реализующий воздействие на органы управления энергетического оборудования в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для регулирования параметров режима энергосистемы (частоты электрического тока, напряжения, активной и реактивной мощности).

Резерв генерирующей мощности – мощность, которая при необходимости может быть использована для покрытия дефицита мощности энергосистемы.

Резерв мощности – мощность, которая при необходимости может быть использована диспетчером для покрытия максимума нагрузок:

– аварийный – резерв мощности, необходимый для восполнения аварийного понижения генерирующей мощности в энергосистеме;

– оперативный – часть резерва мощности, предназначенная для компенсации небаланса между производством и потреблением, вызванного отказами, аварийным или случайным снижением рабочей мощности энергосистемы или непредвиденным увеличением нагрузки потребителей в режиме реального времени;

– перспективный технологический – совокупность генерирующих объектов, созданных для покрытия прогнозируемого дефицита электрической мощности и используемых с момента их создания как для производства электрической энергии, так и для поддержания оперативного технологического резерва мощностей в порядке, установленном законодательством об электроэнергетике;

– расчетный – резерв мощности, необходимый для обеспечения нормальной работы энергосистемы в процессе ее развития и эксплуатации, равный сумме расчетных величин оперативного, ремонтного и стратегического резервов;

– ремонтный – резерв мощности, необходимый для возмещения мощности оборудования, выводимого в ремонт;

– стратегический – планируемый на перспективу резерв мощности, предназначенный для полной или частичной компенсации непредвиденных заранее нарушений балансов мощности, вызванных причинами, которые не учитываются при определении других видов резервов мощности (оперативного и ремонтного) и которые являются внешними для электроэнергетики;

– энергосистемы полный – резерв активной мощности, равный разности между располагаемой мощностью энергосистемы и нагрузкой ее в момент годового максимума при нормальных показателях качества электроэнергии и с учетом сальдо перетоков;

– эксплуатационный – резерв активной мощности в данный момент времени, равный разности между рабочей мощностью и нагрузкой энергосистемы при нормальных показателях качества электрической энергии и с учетом сальдо перетоков.

Сальдо переток мощности – алгебраическая сумма перетоков мощности по всем межсистемным связям данной энергосистемы с другими энергосистемами.

Связь (в электрической сети) – последовательность элементов сети, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя, кроме линий электропередачи, трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты.

Сечение (в электрической сети) – совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Системная надежность (надежность ЭЭС) – комплексное свойство (способность) ЭЭС выполнять функции по производству, передаче, распределению и электроснабжению потребителей электрической энергией в требуемом количестве и нормированного качества путем технологического взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей, в том числе:

● системы возбуждения – машины и аппараты для создания тока ротора синхронной электрической машины (тока возбуждения) и управления им с помощью регулирующих устройств;

● синхронная зона – совокупность всех синхронно работающих энергосистем, имеющих общую системную частоту электрического тока;

● система глобального позиционирования (Global Positioning System (GPS)), Глобальная навигационная система России (ГЛОНАСС) – спутниковые навигационные системы, состоящие из множества работающих в единой сети спутников, находящихся на нескольких орбитах над поверхностью Земли. Внутренние часы приемника сигнала постоянно синхронизируются с прецизионными атомными часами, установленными на спутниках, что позволяет обеспечить точность измерения времени от микро- до наносекунд;

● система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС (СМПР), Глобальная система векторных измерений (Wide Area Measurement System; WAMS) – система регистрации синхронизированной информации о режиме энергосистемы в реальном времени, применяемая для мониторинга этого режима и управления им;

● системный регулятор – техническое устройство, воздействующее на энергетическое оборудование объекта электроэнергетики или энергопринимающего устройства с целью обеспечения устойчивой работы оборудования и энергосистемы в целом.

Статическая устойчивость – способность системы возвращаться в исходное состояние или близкое к нему после малых возмущений.

Статическая частотная характеристика энергообъединения – зависимость величины первичной мощности, выдаваемой в соответствии с принципом совместного участия в первичном регулировании частоты синхронно работающих энергосистем, от отклонения частоты в энергообъединении от номинальной.

Третичное регулирование активной мощности в энергосистеме (третичное регулирование) – процесс изменения мощности электростанций под воздействием центрального регулятора (автоматическое) или по команде диспетчера (оперативное) в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания, а также для осуществления оперативной коррекции режима в иных целях.

Ударный ток короткого замыкания – максимальное мгновенное значение полного тока короткого замыкания, возникающее при определенных режимных условиях электрической сети.

Управляющее воздействие – воздействие на объект управления для достижения целей управления. Интенсивность управляющего воздействия – совокупность параметров, характеризующих величину и вид управляющего воздействия ПА.

Устойчивость энергосистемы – способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после различного рода возмущений.

Устройство векторных измерений (Phasor Measurement Unit; PMU) – устройство, предназначенное для синхронизированной записи значений тока и напряжения в режиме реального времени, которые могут быть использованы для мониторинга и оценки состояния энергосистемы. Синхронность измерений достигается применением технологии GPS (ГЛОНАСС).

Цифровая расчетная модель – база данных, позволяющая проводить расчет режима электроэнергетической системы с помощью соответ-ствующей математической модели, реализованной в каком-либо программно-вычислительном комплексе.

Частичное сечение (в электрической сети) – совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых не приводит к делению энергосистемы на две изолированные части.

Электромагнитный переходный процесс характеризуется мгновенным изменением параметров электрической цепи, возникающих при оперативных переключениях в схемах, коротких замыканиях, обрывах в линиях электропередачи и других причинах. Эти процессы могут происходить как при штатной работе системы, так и при аварийных режимах (непредусмотренные процессы или случайные КЗ).

Электрический центр качаний – точка электрической сети, характеризующаяся максимальным снижением напряжения при взаимных колебаниях или проворотах роторов генераторов электрически связанных частей энергосистемы, а также сменой знака мощности по линиям электропередачи, связывающим эти части между собой. В асинхронном режиме напряжение в электрическом центре качаний снижается до нуля.

Электроэнергетическая система – электрическая часть энергетической системы, в которой осуществляются выработка, преобразование, передача и потребление электрической энергии и которая рассматривается как единое целое в отношении протекающих в ней физических процессов.

Энергообъединение – множество энергосистем, работающих синхронно (в единой синхронной зоне).

Принятые сокращения

АЛАР – автоматика ликвидации асинхронного режима

АПВ – автоматическое повторное включение

АПНУ – автоматика предотвращения нарушения устойчивости

АРВ – автоматический регулятор возбуждения

АРЧМ – автоматизированные системы регулирования частоты и мощности

АРС – автоматический регулятор скорости (турбины)

АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления

АЧР – автоматическая частотная разгрузка

ВЛ – воздушная линия

ВПТ – вставка постоянного тока

ЕНЭС – Единая национальная электрическая сеть

ЕЭС – Единая электроэнергетическая система

ЕЭС/ОЭС – Энергообъединение электрических систем

КЗ – короткое замыкание

ЛАПНУ – локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости

ЛЭП – линия электропередачи

МДП – максимально допустимый переток (активной мощности)

МЭК – Международная электротехническая комиссия

НПРЧ – нормированное первичное регулирование частоты

ОГК – оптовая генерирующая компания

ОДУ – объединенное диспетчерское управление

ОИК – оперативно-информационный комплекс

ОЭС – объединенная энергосистема

ПА – противоаварийная автоматика

ПВК – программно-вычислительный комплекс

ПУЭ – правила устройства электроустановок

РА – режимная автоматика

РДГ – расчетный диспетчерский график

РДУ – региональное диспетчерское управление

РЗиА – релейная защита и автоматика

САР – система автоматического регулирования

СМПР – система мониторинга переходных режимов

СО – системный оператор

СЧХ – статическая частотная характеристика

УРОВ – устройство резервирования отключения выключателя

ЦРАП – цифровые регистраторы аварийных процессов

ЦСПА – централизованная система противоаварийной автоматики

ЭЭС – электроэнергетическая система

AGC – Automatic Generation Control (автоматическое управление генерацией)

ENTSO-E – European Network of Transmission System Operators for Electricity (Европейское сообщество операторов магистральных сетей в области электроэнергетики)

FACTS – Flexible Alternating Current Transmission Systems (гибкие передающие системы переменного тока)

NORDEL – энергообъединение стран Северной Европы – Финляндии, Швеции, Норвегии и Восточной Дании

PJM – системный оператор Восточной синхронной зоны США

SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition (диспетчерское управление и сбор данных)

WAMS – Wide Area Measurement System (глобальная система синхронизированных векторных измерений)

WACS – Wide Area Control System (глобальная система управления на основе векторных измерений)

WAPS – Wide Area Protection System (глобальная система защиты на базе векторных измерений)

WECC – Western Electric Coordinating Council (Западный Совет по координации энергетики, США)

UCTE – Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Союз по координации передачи электроэнергии), в 2009 г. вошел в состав ENTSO-E

Заключение

Изучение вопросов устойчивости электроэнергетических систем является важной задачей с точки зрения формирования системной надежности. Невыполнение ряда технологических условий может приводить к большим системным авариям, что может стать угрозой жизни людей и привести к огромным экономическим потерям. В мировой истории электроэнергетики такие случаи известны. Конечно, это недопустимо, и необходимо изучение вопроса устойчивости электроэнергетических систем.

Материал по устойчивости энергосистем в настоящем пособии построен таким образом, чтобы студент мог понять саму природу превращения механической энергии в электрическую, принимая во внимание их влияние друг на друга, и учитывая режим энергосистемы и ее параметры.
Это достаточно сложный процесс, и поэтому он был разбит на простые звенья, которые при интеграции (соединении) дают общее представление о тех реальных процессах, которые происходят в системе при возмущающих воздействиях.

На основании критериев, указанных в пособии, студент сможет судить об устойчивости как уже существующих систем, так и систем, которые будут подвержены изменению: строительство новых электрических станций, ЛЭП, подключение мощных электрических нагрузок. Студент будет знать, как можно повысить устойчивость системы за счет контроля и изменения ее параметров, а также за счет проведения специальных мероприятий.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКий список

1. Куликов, Ю.А. Переходные процессы в электрических системах : учеб. пособие / Ю.А. Куликов. – М. : Омега -Л, 2013. – 384 с.

2. Бугров, В.Г. Электромеханические переходные процессы в системах электроснабжения / В.Г. Бугров. – Тверь : Изд-во ТГТУ, 2005. – 116 с.

3. Шабад, В.К. Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах: учеб. пособие для высш. проф. образования / В.К. Шабад. – М. : Академия, 2013. – 192 с.

4. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах : учебник для вузов / В.А. Веников. – М. : Высш. шк., 1985. – 536 с.

5. Гуревич, Ю.Е. Расчёты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин. – М. : Энергоатомиздат, 1990. – 390 с.

6. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем /
П.С. Жданов. – М. : Энергия, 1979. – 456 с.

7. Хрущёв, Ю.В. Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах : учеб. пособие / Ю.В. Хрущев, К.И. Заподовников, А.Ю. Юшков ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во ТПУ, 2010. – 168 с.

8. Голованов, И.Г. Переходные процессы в электроэнергетических системах : учеб. пособие. Ч. 2. Электромеханические переходные процессы / И.Г. Голованов, Н.Г. Голованова. – Ангарск : Изд-во АГТА, 2014. – 189 с.

9. Хрущев, Ю.В. Методы расчета устойчивости энергосистем : учеб. пособие / Ю.В. Хрущев. – Томск : STT, 2005. – 176 с.

10. ГОСТ 32144-2013. «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». – М. : Стандартинформ, 2014. – 87 с.

11. Меркурьев, Г.В. Устойчивость энергосистем / Г.В. Меркурьев, Ю.М. Шаргин. – СПб. : НОУ Центр подготовки кадров энергетики, 2008. – 376 с.

12. ГОСТ Р 55105-2012 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия создания объекта. Нормы и требования». – М. : Стандартинформ, 2013. – 24 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................... 3

1. ВВЕДЕНИЕ В ПРЕДМЕТ «УСТОЙЧИВОСТЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ»................................................ 4

1.1. Основные понятия работы энергосистем........................................... 4

1.2. Эффективность создания и объединения

электроэнергетических систем........................................................... 6

1.3. Самые большие аварии в энергосистемах мира................................ 9

2. Виды устойчивости электроэнергетических систем... 13

2.1. Общее представление о переходных процессах

в электроэнергетических системах................................................... 13

2.2. Виды устойчивости электрических систем..................................... 18

2.3. Угловая характеристика активной мощности генератора.............. 19

3. СТАТИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ и узлов нагрузки......... 23

3.1. Критерии статической устойчивости энергосистем....................... 23

3.2. Статическая устойчивость асинхронных двигателей..................... 27

3.3. Практические критерии

статической устойчивости узла нагрузки........................................ 34

4. ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ................................................ 38

4.1. Понятие динамической устойчивости энергосистемы................... 38

4.2. Влияние режима короткого замыкания

на устойчивость электроэнергетических систем............................ 41

4.3. Определение предельного угла и времени отключения

поврежденной цепи линии электропередачи.................................. 46

5. Повышение устойчивости

электроэнергетических систем.

Системная автоматика.................................................................. 51

6. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ задач УСТОЙЧИВОСТИ

Электроэнергетических систем................................................ 65

6.1. Статическая устойчивость генератора............................................. 65

6.2. Динамическая устойчивость генератора.......................................... 73

7. ЗАДАНИЕ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ.............................................. 87

7.1. Расчет статической устойчивости..................................................... 87

7.2. Расчет динамической устойчивости................................................. 87

словарь основных терминов........................................................... 91

Принятые сокращения....................................................................... 102

Заключение.............................................................................................. 104

БИБЛИОГРАФИЧЕСКий список........................................................... 105

Учебное издание

Игнатенко Иван Владимирович

УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Рекомендовано

методическим советом по качеству

образовательной деятельности ДВГУПС

в качестве учебного пособия

Хабаровск

Издательство ДВГУПС

2017

УДК 621.311-026.16(075.8)

ББК З27-016.4я73

И 264

Рецензенты:

Кафедра «Электромеханика» КнаГТУ

(заведующий кафедрой доктор технических наук,

доцент А.В. Сериков)

Заместитель начальника службы тренажерной подготовки персонала

филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока

В.И. Костерин

Игнатенко, И.В.

И 264

УДК 621.311-026.16(075.8)

ББК З27-016.4я73

ВВЕДЕНИЕ

В результате изучения дисциплины студент должен:

знать:

уметь:

– уметь делать допущения и упрощения в расчетах, не нарушая требований инженерной точности;

владеть:

ВВЕДЕНИЕ В ПРЕДМЕТ

«УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ»

Основные понятия работы энергосистем

Рис. 1.1. Понятие энергетической системы

Рис. 1.2. Пример ЭЭС с указанием основных процессов

Различают следующие режимы электрических сетей.

3. Аварийные режимы – возникают в ЭС при коротких замыканиях (КЗ), обрывах, внезапных отключениях и т. д. [1].

4. Послеаварийные режимы – наступают после отключения поврежденных элементов ЭС [1].

1) качество – снабжение потребителей энергией, отвечающей по показателям установленным нормативам;

2) надежность – снабжение потребителей энергией без длительных перерывов и без снижения ее качества;

Дата: 2019-07-24, просмотров: 1059.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒