Учебное пособие: Переходные процессы в электрических системах часть II методические указания по курсовой работе Дисц. “Переходные процессы в электрических системах” Спец. 100100, з/о Киров, 1999 удк 621. 311. 018. 782. 3

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО

И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Электротехнический факультет

Кафедра электрических станций

ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

ЧАСТЬ II

Методические указания

по курсовой работе

Дисц. “Переходные процессы в

электрических системах”

Спец. 100100, з/о

Киров, 1999

УДК 621.311.018.782.3

Составители: к.т.н., доцент А.Н. Петрухин

к.т.н., доцент И.П. Чесноков

инженер Н.Н. Якимчук

Рецензент: к.т.н., доцент В.В. Овчинников

каф. электрических систем

Подписано в печать Усл.печ. л 1,0

Бумага типографская Печать матричная

Заказ № Тираж Бесплатно

Текст напечатан с оригинал-макета, предоставленного автором

610000, Киров, ул. Московская, 36

Изготовление обложки, изготовление ПРИП

Ó Вятский государственный технический университет, 1998

Права на данное издание принадлежат Вятскому

государственному техническому университету

ВВЕДЕНИЕ

Данное пособие содержит основные методические указания к выполнению курсовой работы по переходным электромеханическим процессам студентами специальности 100100 ВятГТУ.

Ввиду наличия руководящих указаний, справочников и других учебных пособий объем ограничен вопросами практического выполнения отдельных частей работы.

Опыт использования методических указаний изданий 1980 и 1992 г.г. вместе с тем показал необходимость увеличения объема теории, приводимой в работе.

Ограниченность времени, отведенного учебным планом на выполнение работы, определила относительно простую схему, применение ряда допущений и частных решений применительно к вариантам задания на курсовую работу. При этом, однако, представлялось необходимым дать понятие о методах расчетов переходных процессов.

В данном пособии не рассматриваются вопросы устойчивости математической модели электрической системы. Вопросы асинхронного хода и изменения параметров режима системы не рассматриваются здесь в силу той же самой ограниченности времени и объема работы.

При выполнении проекта рекомендуется использование ЭВМ и расчетной модели “УРМЭС”.

По указанию преподавателя исходная схема может быть задана по выполненной в КП “Электрические сети” схеме районной сети.

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1. Объем курсовой работы

1.1. Выбор основного электрического оборудования

по заданной конфигурации схемы и параметрам

варианта /10¸15 % /

1.2. Определение устойчивости узла нагрузки по

практическим критериям

1.2.1. Нагрузка задана статическими харак-

теристиками /10¸15 % /

1.2.2. Нагрузка задана схемой замещения

элементов /10¸20 % /

1.3. Определение предела мощности, передаваемой

по линии /20¸25 % /

1.4. Определение времени отключения короткого

замыкания в расчетной точке /30¸40 % /

1.5. Определение допустимого времени понижения

напряжения в узле нагрузки /25¸30 % /

2. Оформление работы

Работа оформляется пояснительной запиской объемом 30-40 с. Работа должна быть выполнена в соответствии с действующими требованиями ГОСТов и ЕСКД.

Пояснительная записка должна содержать:

а). Обоснование принятых методов расчета и выбора основного электрического оборудования.

б). Основные расчеты с необходимыми пояснениями, основные и промежуточные схемы преобразования.

в). Итоговые построения и выводы по разделам работы.

г). Список используемой литературы и ссылки на неё в тексте записки.

1. УСТОЙЧИВОСТЬ УЗЛА НАГРУЗКИ

Под устойчивостью электрической нагрузки понимается такой режим работы, когда при внезапных случайных возмущениях режима энергосистемы как очень малых, так и значительных приемники электроэнергии продолжают нормально работать, отвечая требованиям технологии производства и условиям бесперебойности электроснабжения.

В современном понятии электрическая система в целом считается устойчивой, когда при эксплуатационных изменениях режима в системе не происходит нарушения устойчивости как параллельной работы генераторов электростанций, так и устойчивости любого узла нагрузки. Следовательно, полное решение проблемы устойчивости энергосистемы должно обязательно включать обеспечение устойчивости отдельных узлов нагрузки.

Под узлом электрических нагрузок понимают группу потребителей, присоединенных к трансформаторной подстанции, шинам электростанции или линии электропередач.

Различают статическую и динамическую устойчивость узлов нагрузки.

Статическая устойчивость — это способность энергосистемы или узла восстанавливать исходный режим или режим, весьма близкий к исходному после малого возмущения (изменения напряжения, частоты, мощности).

Динамическая устойчивость — это способность энергосистемы или узла нагрузки восстанавливать исходное состояние или практически близкое к исходному (допустимому по условиям эксплуатации) после большого возмущения. Такие режимы возникают вследствие коротких замыканий в сети и их последующих отключений, пуске и самозапуске мощных электродвигателей и т.д.

Проверка устойчивости узла нагрузки должна производиться для следующих условий:

1. Нормальный режим работы узла.

2. Переходной режим работы.

3. Послеаварийный режим работы узла нагрузки.

Наличие вращающихся машин в составе комплексной нагрузки электрических систем может в определенных случаях приводить к их неустойчивости, обычно оцениваемой как неустойчивость всей комплексной нагрузки.

Изменение напряжения в системе или механической нагрузки на валу двигателя вызывает изменение скольжения, с уменьшением напряжения или ростом момента скольжения увеличивается. Если при этом напряжение снизится до величины менее для данного двигателя, то двигатель будет увеличивать скольжение до единицы, т.е. до полной остановки двигателя, что сопровождается возрастанием тока, дальнейшим снижением напряжения и возможным “опрокидыванием” двигателей, работающих в установившемся режиме близко от места нарушения.

При подобном нарушении персонал подстанции наблюдает резкое прогрессирующее снижение напряжения, носящее название “лавины напряжения”.

Допустимая величина напряжения в узле нагрузки, очевидно, зависит как от величины нагрузки, так и от ее состава, который может меняться в довольно широких пределах.

Таблица 1

Состав нагрузки	Промышленность, %	Сельское хозяйство, %
1.	Асинхронные двигатели	48	75 — 80
2.	Нагревательные элементы	17	15
3.	Освещение	25	5 — 9
4.	Синхронные двигатели	10

Из таблицы видно, что процентный состав синхронных двигателей весьма мал, поэтому допустимо рассматривать узлы нагрузки, состоящие из асинхронных двигателей, нагревательных элементов и освещения.

Количественное определение условий, в которых может возникнуть нарушение устойчивости, и определение запаса устойчивости может производиться, исходя из схемы рис. 1, в которой генераторы системы заменены одним эквивалентным генератором, а все сопротивления системы — одним эквивалентным индуктивным сопротивлением .

Рисунок 1

где — эквивалентная ЭДС энергосистемы;

— напряжение в узле нагрузки;

— активная и реактивная мощности рассматриваемого узла нагрузки;

— потери реактивной мощности в элементах системы.

(1)

При определении статической устойчивости могут быть использованы равноценные практические критерии устойчивости и . Узел нагрузки считается устойчивым во всем диапазоне . ЭДС определяется, исходя из векторной диаграммы синхронной машины, по выражению:

(2)

При снижении напряжения в системе или узлах нагрузки происходит изменение активной и реактивной мощностей, потребляемых узлом. В зависимости от применяемой схемы замещения узла это изменение потребляемой мощности будет различным, что приведет к различным значениям минимально допустимого напряжения.

В расчетах первого приближения можно использовать типовые характеристики мощности, соответствующие среднестатистическому составу нагрузки.

Таблица 2

Напряжение в системе на стороне 6 и 110 кВ	Активная мощность в узле нагрузки на стороне 6 и 110 кВ	Реактивная мощ- ность в узле нагрузки на стороне 6-10 кВ	Реактивная мощ- ность в узле нагрузки на стороне 110 кВ
относительных единиц
1,05	1,033	1,130	1,090
1,00	1,000	1,000	1,000
0,95	0,969	0,900	0,930
0,90	0,941	0,833	0,885
0,85	0,916	0,785	0,858
0,80	0,898	0,751	0,844
0,75	0,872	0,735	0,848
0,70	0,850	0,751	0,862

Погрешность расчета этим методом составляет около 15%.

Более точные результаты (погрешность около 10%) в том случае, когда известен качественный и количественный состав нагрузки и имеется возможность определения ее электрической схемы замещения.

В качестве примера такого рода предлагается провести расчет устойчивости узла нагрузки, состоящей из эквивалентного асинхронного двигателя и осветительной нагрузки. Схема замещения комплексной нагрузки в этом случае имеет вид:

Рисунок 2

Параметры схемы определяется с помощью исходных величин:

— мощность, расходуемая на освещение;

— мощность эквивалентного асинхронного двигателя;

— коэффициент мощности двигателя;

— номинальное скольжение двигателя;

— кратность максимального момента двигателя (1,8 — 2,2);

— кратность пускового момента (1,1 — 1,7);

— коэффициент, принимаемый 1,03.

Параметры схемы могут быть определены из следующих соотношений:

;

В этой схеме не определен параметр S, который сам зависит от режима системы.

S можно определить, приняв мощность на валу двигателя неизменной

Тогда из соотношения

(3)

получаем параметр S .

Сопротивление осветительной нагрузки:

Сопротивления асинхронного двигателя определяются по выражениям:

; (4)

;(5)

(6)

(7)

Откуда получаем уравнение второй степени

(8)

решение которого в устойчивой части имеет вид:

(9)

Ход расчета устойчивости в этом случае таков: определив параметры замещения схемы, задаемся последовательно уменьшающимися значениями напряжения, определяем соответствующие им значения скольжения.

Далее определяются:

; ;

;

По формуле (2) находится ЭДС. Построив зависимость , определяем критическую точку.

Важнейшим показателем устойчивости является запас устойчивости по какому-либо параметру, представляющий относительное удаление рабочей (нормальной) точки от критической.

Например, запас устойчивости по напряжению:

,

где — длительно поддерживаемое напряжение в узловой точке энергосистемы;

— критическое напряжение в этой же точке, при котором нарушается статическая устойчивость.

По скольжению:

По мощности:

,

где — предельная передаваемая мощность, определенная из условий устойчивости режима;

— мощность, передаваемая в нормальном режиме;

— номинальное скольжение.

Величина запаса устойчивости в первом приближении позволяет судить об устойчивости системы. В нормальном режиме запас статистической устойчивости электропередачи, связывающей электростанцию с энергосистемой, должен быть не менее 20%, в послеаварийном — больше 8%.

II. НЕКОТОРЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА

РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Современная электрическая система характеризуется значительной сложностью, которая определяется как структурой схемы электрических соединений системы, так и сложностью физических процессов, связанных с работой системы в нормальных, аварийных и послеаварийных условиях.

Режим работы электрических систем описывается системой алгебраических и дифференциальных уравнений. Число уравнений зависит от количества элементов, связанных в схеме электрической системы процессом производства, передачи и потребления электрической энергии, а также определяется характером исследуемого явления и точностью отражения характеристик элементов системы в расчете.

В основу математических операций или математической модели при расчетах режимов работы электрической системы положена ее схема замещения — представление каждого элемента электрической системы индуктивностями, емкостями или активными сопротивлениями и соединение их в электрическую цепь.

Задача расчетов различных режимов работы электрических систем в настоящее время успешно решается путем применения соответствующих математических методов с реализацией их на ЦВМ, АВМ, гибридных машинах и т. д. Однако даже при применении современных вычислительных средств расчеты режимов с учетом всех или большинства явлений, происходящих в элементах электрической системы, представляют весьма трудоемкую задачу. Поэтому во многих случаях инженерных расчетов вводятся допущения, целью которых является упрощение вычислений и в то же время выделение у исследуемого явления свойства, которое является главным при решении поставленной задачи.

Рассмотрим некоторые допущения, принимаемые при расчетах различных режимов, которые могут быть использованы при выполнении курсовой работы.

1. Электрическую систему, содержащую большое количество элементов, представляют более простой.

В этом случае интересующая инженера часть электрической системы (подсистема) со всеми ее элементами ( генераторы, трансформаторы, линии, нагрузки и т.д.) представляется в реальном виде, а остальная ее часть упрощается с помощью различных методов эквивалентирования и рассматривается в качестве некоторой модели реальной части системы. Поступая таким образом, сложную электрическую систему можно преобразовать в 3-машинную, 2-машинную или простейшую систему ²станция — шины неизменного напряжения².

2. В расчетах ЭДС генераторов принимаются неизменными, не учитываются переходные электромагнитные процессы в статорных и роторных контурах.

3. Не учитывают действие регуляторов скорости турбин, мощности турбин принимаются неизменными.

4. Нагрузки представляют постоянными сопротивлениями, проводимостями или статистическими характеристиками, не учитывают динамические свойства нагрузок.

5. При несимметрии статорной цепи, обусловленной несимметричными короткими замыканиями, учитывается лишь прямая последовательность токов, обратная и нулевая последовательности участвуют косвенно как факторы, влияющие на величину мощностей прямой последовательности. В схему замещения рассчитываемой системы включается в месте короткого замыкания на землю шунт, сопротивление которого зависит от вида КЗ.

6. Действие АРВ учитывается упрощенно, например, постоянством напряжения на зажимах генераторов или постоянством переходной ЭДС или сверхпереходной ЭДС.

Применение иных допущений при расчетах различных режимов электрических систем позволяет даже при ручном расчете решить различные задачи.

Рассмотрим некоторые методические указания при выполнении расчетов различных режимов электрических систем для системы, схема замещения которой в общем виде приведена на рис. 3.

Схема замещения отдельных участков системы (сопротивления ветвей, мощности и сопротивления нагрузок и т. д.) представлена условно в виде прямоугольника с диагоналями. — напряжение некоторой узловой точки системы ( обычно заданного узла нагрузки) в нормальном режиме, равное номинальному. , — внутренние реактивные сопротивления генераторов 1, 2,… n, за которыми включены их соответствующие неизменные ЭДС .

Рисунок 3

Режим генераторных станций (генераторов) описывается следующими системами уравнений:

(10)

(11)

(12)

i=1, 2, 3… n,

где — активные и реактивные мощности генераторов (станций);

— собственные и взаимные проводимости ветвей схемы замещения;

— собственные и взаимные углы потерь ;

— взаимные фазовые углы, характеризующие сдвиг вектора ЭДС по отношению к вектору ;

— абсолютные углы, определяющие положение вектора , относительно некоторого вектора, принятого за ось отсчета, ;

— постоянная инерции агрегата “турбина-генератор”;

— мощность, развиваемая турбиной.

В случае схемы “станция-шины неизменного напряжения” выражение (11) приобретает вид

(11, а)

и может быть изображено синусоидой со сдвигом по осям X и Y.

Для случая неявнополюсных генераторов на станции (гидрогенераторы или дизель-генераторы) в выражении (11, в) появляется дополнительная составляющая в функции , что увеличивает максимум характеристики примерно на 10 %. Если пренебречь активной составляющей в проводимости (5¸10 %), то выражение (11, а) приобретает вид

(11, б)

В этой форме выражение удобно использовать в приближенных расчетах.

Расчету любого переходного процесса в электрической системе должен предшествовать расчет нормального режима её работы, т.е. определение и т. д.

По результатам расчетов нормального режима можно построить характеристику мощности генератора или использовать их в качестве начальных условий при интегрировании дифференциальных уравнений, описывающих переходной процесс в электрической системе, например уравнения (12).

Рисунок 4

Определение ЭДС и фазовых углов производит следующим образом.

При известных потоках мощностей в ветвях рассматриваемой схемы замещения электрической системы задаются напряжением в некоторой ее точке. За такую точку можно принять узел одной из нагрузок, имеющей напряжение U, равное номинальному. Вектор этого напряжения принимают совмещенным с вещественной осью комплексной плоскости. Модуль ЭДС каждой станции и ее абсолютный фазовый угол зависят при заданном напряжении от падений напряжения в последовательно соединенных элементах схемы между точкой с напряжением U и точкой приложения ЭДС . При этом можно воспользоваться формулой, определяющей напряжение в начале линии при известном напряжении на ее конце.

Рисунок 5

(13)

где — сопротивление участка и мощности, протекающие по нему.

Сдвиг вектора относительно вектора напряжения находят по формуле:

(14)

Величина ЭДС определяется применением формулы (13) на участке приложения , а фазовый абсолютный угол найдется как сумма фазовых сдвигов векторов напряжений всех участков, вычисленных по формуле (14).

Для схемы электрической системы, содержащей несколько электрических станций, векторная диаграмма их ЭДС может быть представлена в виде:

Рисунок 6

Взаимные (относительные) фазовые углы, используемые в выражениях (10), (11), определяются как разности абсолютных . При определении собственных и взаимных проводимостей схемы замещения предварительно должны быть определены сопротивления или проводимости всех нагрузок.

(15)

(16)

где — полная мощность нагрузки;

— коэффициент мощности нагрузки;

U — напряжение в нормальном режиме.

Комплексы собственных и взаимных сопротивлений или проводимостей можно определить методом преобразования сети или методом единичных токов. Оба метода описаны в /Л. 5/. Рекомендуется применять второй метод.

Зная собственные и взаимные проводимости Y схемы замещения, можно определить углы потерь .

; (17)

Аналогично определяются взаимные углы .

Рассчитав параметры нормального режима системы, можно получить характеристику мощности любой электрической станции в функции фазового угла .

Известно, что амплитуда этой характеристики в существенной мере зависит от ЭДС машин, т. е. режима возбуждения генераторов, от типа автоматических регуляторов возбуждения (АРВ). Действие того или иного типа АРВ с достаточной для практики степенью точности может быть отображено схемой замещения синхронного генератора, т. е. соответствующей ЭДС EГ =const за некоторым сопротивлением ХГ .

1. Для нерегулируемого неявнополюсного генератора принимают схему замещения его при XГ =Xd и Eq =const.

2. Синхронные генераторы с АРВ пропорционального действия вводятся в схему замещения с , .

3. АРВ сильного действия, дающие возможность поддержать практически постоянным напряжение на зажимах генератора, позволяют применить схему с , .

4. Генераторы с явно выраженными полюсами имеют схему замещения сопротивлением и фиктивной .

Используя такие схемы замещения, можно рассчитать статическую устойчивость без учета самораскачивания, получить угловую характеристику мощности, определить пропускную способность электропередачи.

При больших возмущениях в системе, например, при коротких замыканиях, значение отдаваемой мощности и избыточного момента, ускоряющего или замедляющего ротор машины в каждый момент времени, определяется абсолютным значением и фазой ЭДС всех машин системы, которые с течением времени изменяются, при чем изменение фаз связано с относительным перемещением роторов машин и зависит от инерции вращающихся масс. Поэтому расчеты динамической устойчивости проводятся совместным решением уравнений (10) и (12) для нормального, аварийного и послеаварийного режимов работы электрической системы.

Схема замещения нормального и послеаварийного режимов соответствует действительной конфигурации системы соответствующего режима.

Схема замещения аварийного режима представляет собой схему нормального режима с дополнительно включенным в месте короткого замыкания сопротивлением аварийного шунта .

Значения величин сопротивления зависят от вида короткого замыкания:

— при трехфазном КЗ;

— при 2-фазном замыкании на землю;

— при 2-фазном КЗ;

— при однофазном КЗ.

Реактивные сопротивления и представляют эквивалентные сопротивления схем обратной и нулевой последовательностей, приведенные к месту КЗ.

При расчетах схемы обратной последовательности сопротивление нагрузки принимается равным:

Общим методом решения задач, требующих выявления характера относительного перемещения ротора одного или нескольких генераторов, является метод численного интегрирования дифференциальных уравнений системы.

При расчетах простейшей или двухмашинной системы может быть рекомендован метод последовательных интервалов численного решения и метод площадей, при совместном использовании которых можно достаточно просто получить наглядную картину переходного процесса.

III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКОГО ПРЕДЕЛА

ПЕРЕДАВАЕМОЙ МОЩНОСТИ ПРИ

РАЗЛИЧНЫХ ТИПАХ РЕГУЛЯТОРОВ

ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

Мощность генератора (электростанции), определяемая амплитудой угловой характеристики, называется пределом мощности. Этот предел ограничивает пропускную способность электропередачи между некоторой станцией и приемной системой. Знание его при различных параметрах режима и системы при известных механических характеристиках турбин позволяет определить запас статической устойчивости, пропускную способность электропередачи.

Полученные величины являются важными показателями для анализа надежности работы электрической системы, широко применяются на практике.

Расчет предела передаваемой мощности электростанции 2 рекомендуется выполнить в следующей последовательности.

1. Составить схему замещения рассматриваемой электрической системы. Определить потоки мощности и направления их по участкам схемы. Сопротивления нагрузок выразить неизменными проводимостями или сопротивлениями.

Представляя генераторы станций реальными схемами замещения 1) , 2) , 3) , для каждой из полученных схем замещения системы рассчитать нормальный режим, т. е. Определить:

а) ЭДС генераторов , , , и напряжения на их зажимах , ;

б) фазовые углы ; ;

в) собственные и взаимные проводимости , , , и углы потерь , , , .

2. Определить величину активной мощности станции 2 в нормальном режиме по выражению (10) и сравнить её с величиной активной мощности, выдаваемой станцией 1 при расчете потокораспределения.

3. Определить мощность турбины каждой станции.

4. Изменяя фазовые углы , , от 0 до 180° по (10), определить характеристику мощности и предел мощности станции 2 при:

а) , , — нерегулируемые генераторы;

б) , , — генераторы с АРВ пропорционального действия;

в) , , — генераторы с АРВ сильного действия.

5. Определить коэффициенты запаса статической устойчивости генераторов, снабженных различными типами АРВ.

6. Выводы.

IV. РАСЧЕТ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

Расчеты динамической устойчивости имеют цель определить предельное время отключения короткого замыкания, необходимое для выбора выключателей, а также типа и уставок релейной защиты. Вместе с тем определяется предельная передаваемая мощность по линии, согласно условиям динамической устойчивости.

Приближенный расчет предельного времени отключения аварии в рассматриваемой системе может быть выполнен в два этапа:

— с помощью метода площадей определяется предельный угол отключения аварии;

— применяя метод численного интегрирования дифференциального уравнения движения ротора синхронной машины с использованием метода последовательных интервалов, определяется предельное время отключения.

Схема замещения генераторов станции должна быть представлена переходными индуктивностями с включением за ними переходных ЭДС (генераторы снабжены АРВ пропорционального действия) .

Нормальный исходный режим при расчетах может быть принят по результатам расчетов нормального режима, выполненного в предыдущем разделе для случая , .

Рассмотрим определение предельного угла отключения.

Электромагнитная мощность генерирующей станции имеет вид:

Чтобы использовать данное выражение для построения характеристик в различных режимах (аварийном и послеаварийном) следует предварительно рассчитать для каждого из этих режимов с учетом сопротивлений нагрузок значения собственных и взаимных проводимостей и углов потерь.

При этом, как уже отмечалось выше, схема замещения нормального режима с дополнительно включенным аварийным шунтом в месте короткого замыкания представляет схему аварийного режима.

Схема послеаварийного режима отличается от схемы нормального режима отключенной поврежденной линией.

При возникновении короткого замыкания система перейдет из точки а с координатой (нормальный режим) в точку b характеристики . Площадь, ограниченная фигурой abcd есть площадь ускорения (энергия ускорения). Если предположить, что в момент времени, соответствующий нахождению системы в точке с , произойдет отключение короткого замыкания с переходом на послеаварийную характеристику , то площадь фигуры def до угла — это площадь торможения (энергия торможения).

Рисунок 7

Предельный угол отключения данной аварии (положение точки с) определится из условия равенства площадей ускорения и торможения. Это может быть выполнено или построением, или по формуле

(18)

В этом выражении углы d — в радианах.

Определение предельного времени отключения при известном значении предельного угла отключения рассчитывается с помощью метода последовательных интервалов:

1. ;

;

2. ;

;

.....................................

n.

где К — постоянная расчета.

, (20)

где — принятый расчетный интервал времени (0,03¸0,05¢¢);

— постоянная инерции станции, приведенная к базисным условиям.

Для генератора

(21)

где — маховый момент генератора, тм 2 ;

n — номинальная скорость, об/мин;

— в КВА.

Для станции с несколькими генераторами

При определении времени отключения допускается использование метода номограмм.

Рассматриваемый выше метод применителен к случаю “станция — шины бесконечной мощности”, когда приемной системы равна бесконечности (система остается неподвижной при аварии).

При системе ограниченной мощности предельный угол и предельное время отключения определяются анализом взаимного движения станции и системы.

Определяемое время отключения сопоставляется с нормативным.

V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЛИТЕЛЬНОСТИ

СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ НАГРУЗКИ

Ранее было указано, что, в основном, в узлах нагрузки имеются асинхронные двигатели, нагревательные и осветительные нагрузки.

Изменение напряжения в системе влечет за собой изменение скольжения двигателя. С уменьшением напряжения скольжение двигателя увеличивается.

Рассмотрим устойчивость двигателя, работающего при нагрузке, создающей на валу момент (рисунок 8).

Пусть при этом моменте двигатель находится в установившемся состоянии (точка а) и работает со скольжением s0.

Рисунок 8

Предположим, что в силу каких-либо причин на зажимах двигателя произошло изменение напряжения, которое уменьшилось от до . Электромагнитный момент двигателя снизится при этом в раз.

(22)

Уравнение движения ротора будет иметь вид:

(23)

Обычно возникает задача: найти, на какое наибольшее время можно понизить напряжение от до с тем, чтобы после восстановления напряжения двигатель, не останавливаясь, мог продолжать свою нормальную работу. При этом скольжение во время понижения напряжения не должно увеличиваться до величины большей s1, т. к. При s > s1 двигатель попадает на неустойчивую часть характеристики и восстановление напряжения в узле уже не сможет прекратить его торможения и остановки.

Из выражений (22) и (23) получаем

(24)

После интегрирования левой части в пределах от t0до t1, а правой от до найдем время, при котором двигатель достигает скольжения .

(25)

где

; (26)

Выражением (24) лучше всего пользоваться в численном виде, раскрывая его при значениях и , которые находятся из выражения

, (27)

отсюда

(28)

Знак “ + ” соответствует , а знак “ — ” .

В том случае, если в качестве приводного механизма служит вентилятор или насос, время выбега двигателя определяется по выражению

(29)

где — начальный момент сопротивления (обычно);

— номинальный момент двигателя;

— номинальная скорость вращения двигателя в относительных единицах;

— текущее значение скорости вращения двигателя.

Время выбега в относительных единицах. Для перевода в именованные единицы необходимо воспользоваться выражением

Полученное время (в секундах) допустимого снижения напряжения необходимо сравнить с критическим временем отключения и дать анализ устойчивости работы двигателя.

Приложение 1

№ п/п	Тип двигателя
кВт	кВ	об/мин	кг×м2 ×0,25
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	АТД-2000	2000	6	2975	0,66	95,8	0,900	5,50	0,80	2,5	300
2	АТД-3200	3200	6	2985	0,50	95,8	0,900	6,40	0,70	2,7	639
3	АТД-4000	4000	6	2985	0,50	96,2	0,910	6,30	0,70	2,6	700
4	АТД-5000	5000	6	2985	0,50	96,5	0,915	5,60	0,70	2,4	738
5	АТД-8000	8000	6	2950	1,66	96,6	0,910	5,40	0,80	2,4	860
6	АН-16-64-16	1250	6	370	1,33	94,5	0,790	4,70	1,00	2,0	4950
7	А-13-59-4	1000	6	1490	0,66	94,0	0,910	6,20	1,20	2,5	250
8	А-13-59-6	800	6	985	1,60	93,5	0,900	5,30	1,00	2,2	340
9	А-13-62-8	630	6	735	2,00	93,5	0,870	5,30	1,30	2,1	410
10	А-13-62-10	500	6	590	1,66	92,5	0,850	4,80	1,10	2,1	470
11	АО-13-50-4	630	6	1490	0,66	93,5	0,890	6,50	1,00	3,0	210
12	АО-13-62-4	800	6	1430	0,66	94,0	0,900	6,50	1,00	2,9	260
13	АН-14-49-6	1000	6	990	1,50	94,4	0,880	6,00	1,00	2,4	590
14	АН-14-59-6	1250	6	990	1,00	94,8	0,880	6,00	1,10	2,4	690
15	АН-15-41-6	1600	6	990	1,00	94,8	0,870	6,00	1,00	2,4	1110
16	АН-15-51-6	2000	6	990	1,00	95,2	0,880	6,50	1,00	2,4	1350
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
17	АН-14-59-8	1000	6	740	2,00	94,3	0,860	5,20	1,00	2,2	810
18	АН-15-54-8	1600	6	740	1,33	94,8	0,880	5,20	1,00	2,0	1720
19	АН-15-64-8	2000	6	740	1,33	95,2	0,880	5,50	1,00	2,1	1720
20	АН-15-56-10	1250	6	590	1,66	94,0	0,860	5,30	1,00	2,1	1900
21	АН-16-44-10	1600	6	590	1,66	94,5	0,870	5,10	1,00	2,0	3250
22	АТД-1000	1000	6	2970	0,66	94,6	0,905	5,50	0,70	2,5	122
23	АТД-1250	1250	6	2975	0,66	95,1	0,910	5,50	0,70	2,5	140
24	АТД-1600	1600	6	2975	0,66	95,6	0,910	5,50	0,70	2,5	162
25	ДАЗО-14-49-6	400	6	992	0,80	90,0	0,850	6,40	0,90	3,0	500
26	ДАЗО-15-41-8	500	6	743	0,90	91,0	0,850	5,60	0,80	2,6	1200
27	ДАЗО-15-49-8	630	6	743	0,90	91,0	0,860	5,50	0,80	2,4	1400
28	ДАЗО-15-59-8	700	6	742	1,10	92,0	0,880	5,40	0,80	2,5	1700
29	ДАЗО-16-76-8	1250	6	742	1,10	92,0	0,890	5,40	0,80	2,5	2200
30	ДАЗО-15-59-10	630	6	593	1,20	91,5	0,830	4,90	0,80	2,3	1700

Приложение 2

Расчетная схема системы

Приложение 3

Варианты заданий

№ п/п	P1	PH2	PH3	Л1	Л2	Л3	Л4	Л5	Номер линии, где про-	Номер узла нагрузки
мегаватт	километров	изошло КЗ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	100	140	60	130	40	45	30	35	1	3
2	105	145	65	135	45	50	35	40	2	2
3	105	140	70	140	50	55	40	45	3	3
4	105	145	75	145	55	60	40	50	4	2
5	105	150	80	150	60	55	45	50	5	3
6	110	145	85	155	65	50	45	55	1	2
7	115	145	90	160	70	45	50	55	2	3
8	120	150	95	165	70	45	55	60	3	2
9	135	145	100	160	70	50	60	65	4	3
10	150	140	105	155	65	55	65	70	5	2
11	165	135	110	150	60	60	70	75	1	3
12	180	130	115	145	55	65	75	80	2	2
13	195	135	120	140	50	70	80	85	3	3
14	210	140	125	135	45	75	85	80	4	2
15	225	150	130	140	40	80	90	85	5	3
16	230	160	135	145	35	85	95	90	1	2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
17	235	165	140	140	40	90	90	95	2	3
18	240	175	145	135	45	95	95	90	3	2
19	245	175	135	125	50	100	90	85	4	3
20	250	180	130	120	55	105	85	80	5	2
21	255	200	140	115	60	110	80	75	1	3
22	260	210	145	110	65	105	75	70	2	2
23	270	220	150	105	70	100	70	65	3	3
24	280	230	155	100	75	95	65	60	4	2
25	290	240	160	105	80	90	60	55	5	3
26	300	245	165	110	85	85	65	50	1	2
27	310	250	170	115	90	80	70	45	2	3
28	320	260	175	120	95	85	75	40	3	2
29	330	365	180	125	90	90	80	35	4	3
30	335	270	185	130	85	95	85	35	5	2
31	340	275	190	135	80	90	90	40	1	3
32	345	280	195	140	75	85	95	45	2	2
33	350	285	200	145	70	80	90	50	3	3
34	345	290	210	150	75	85	95	45	4	2
35	340	295	215	145	70	80	90	40	5	3
36	335	295	220	140	65	75	85	35	1	2
37	330	290	225	135	60	70	80	30	2	3
38	325	285	220	130	55	65	75	35	3	2
39	320	280	215	125	50	60	70	40	4	3
40	315	275	210	120	45	55	65	45	5	2

Приложение 4

Образец оформления титульного листа

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу

“Переходные процессы в электрических системах”

Выдано студенту _________________­______ группы _______ вариант ____

I. Содержание работы

§ 1. Определить устойчивость узла нагрузки № _______, состоящей из асинхронных двигателей _______ % и осветительной нагрузки _____ %.

§ 2. Определить предел передаваемой мощности линии ­______ при условии: а) = пост; б) = пост; в) = пост.

§ 3. Определить предельное время отключения _______ КЗ в расчетной точке.

§ 4. Определить допустимую длительность снижения напряжения в узле нагрузки № ________ .

II. Сроки выполнения:

1. Выдача задания

2. § 1, § 2

3. § 3

4. § 4

5. Сдача выполненной работы на проверку

6. Защита курсовой работы

III. Примечания

1. Число генераторов на станции и трансформаторов на подстанции выбирается произвольно.

2. Коэффициент мощности узла нагрузки принимается 0,85.

ЛИТЕРАТУРА

1. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. — М.: Энергия, 1978.

2. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. — М.: Высшая школа, 1985.

3. Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем. — М.: Энергия, 1979.

4. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окан А. А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. — М.: Энергоатомиздат, 1990.

Чтобы перейти к списку всех методических указаний,

нажмите левой кнопкой мыши здесь