Определение параметров системы противоаварийного управления электроэнергетических систем

СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

1. Задание

2. Составление расчетной схемы

3. Подготовка исходной информации для расчетов установившихся и переходных режимов

4. Расчет установившегося доаварийного режима ЭЭС и оценка его статической устойчивости

4.1 Расчет доаварийного режима

4.2 Определение запаса статической устойчивости доаварийного режима

5. Выбор управляющих воздействий АПНУ с целью сохранения статической устойчивости ЭЭС в послеаварийном режиме

5.1 Определение запаса статической устойчивости ПАР

5.2 Дозировка УВ

6. Выбор управляющих воздействий АПНУ с целью сохранения динамической устойчивости ЭЭС при заданном возмущении

6.1 Моделирование возмущающего воздействия

6.2 Оценка динамической устойчивости без ПА

6.3 Определение места приложения и вида УВ

6.4 Дозировка УВ

7. Выбор АЛАР

7.1 Выявление сечении, по которым возможен асинхронный режим

7.2 Выбор способа ликвидации асинхронных режимов

8. Определение параметров срабатывания пусковых органов ПА Библиографический список

противоаварийное управление электроэнергетический устойчивость

Тема курсовой работы «Определение параметров системы противоаварийного управления ЭЭС». Выполнение данной курсовой работы призвано способствовать углублению и закреплению знаний студентов в области противоаварийного управления ЭЭС, а также развитию и навыков самостоятельной творческой работы, выполнения инженерных расчетов на ЭВМ с использованием промышленных программ.

В процессе выполнении курсовой работы должны освоить один из современных программных комплексов, применяемых в проектных и эксплуатационных организациях страны (МУСТАНГ, СДО-5, КУ-ОС), ознакомиться с методикой выбора управляющих воздействий противоаварийной автоматики (ПА), применить полученные знания на практике. Особенностью курсовой работы является то, что все вопросы решаются по итогам анализа результатов моделирования и расчётов многочисленных установившихся и переходных режимов ЭЭС на ПЭВМ. Ядром данной работы является решение одной из главных задач противоаварийного управления — выбор управляющих воздействий (УВ) ПА.

Вопросы по выбору УВ требуется решать как при проектировании, так и при эксплуатации ЭЭС. Важность правильного их решения объясняется тем, что ошибки в выборе УВ могут привести к тяжёлым последствиям вследствие развития системных аварий при недостаточных УВ или повлечь значительный материальный ущерб при неоправданно избыточных УВ, например отключениях нагрузок.

В результате выполнении курсовой работы должны быть определены управляющие воздействия для основного вида ПАавтоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), а также решены главные задачи по выбору автоматики ликвидации асинхронных режимов (АЛАР). При этом должны быть рассмотрены основные виды управляющих воздействий: кратковременная разгрузка турбин (КРТ), ограничение мощности паровых турбин (ОМ), отключение генераторов (ОГ), отключение нагрузки (ОН), форсировка возбуждения генераторов (ФВ), деление ЭЭС (ДС). В общем случае задача УВ разделяется на две последовательно решаемые подзадачи:

* выбор вида УВ и места их приложения в схеме ЭЭС;

* выбор необходимой дозировки УВ,

В настоящее время в практике проектирования широко применяется способ определения УВ на основе проведения многочисленных предварительных расчётов электромеханических переходных процессов при различном сочетании параметров схемы, режимов, возмущений и УВ. Это требует выполнения в общем случае весьма большого количества расчётов на ПЭВМ. В связи с этим предполагается реализация принципа коллективного выполнения данной работы. Каждый студент решает лишь фрагмент общей задачи по выбору УВ, рассматривая один исходный режим, один послеаварийный режим, один вид аварии, одно сечение для выбора АЛАР.

Курсовая работа оформляется в виде расчётно-пояснительной записки и графической части, Записка (объемом порядка 30 страниц рукописного текста) состоит из восьми разделов. В каждом из них должны быть сформулированы задачи, пояснена методика, дано решение поставленных задач и сделаны обоснованные выводы. В записку необходимо включить все распечатки с результатами расчётов на ЭВМ.

Графическая часть работы выполняется на отдельных листах и включается в состав пояснительной записки: схема ЭЭС, расчётная схема, характеристика мощности при утяжелении режима, схема расстановки устройств ПА, схема отдельных устройств комплексов АПНУ, АЛАР.

1. Задание

1) Схема электрических сетей ЭЭС с параметрами основного оборудования приведена на рисунке 1.

2) Параметры синхронных генераторов, возбудителей, характеристики систем возбуждения и регулирования скорости приведены в /1/.

Таблица 1 — Задание к курсовой работе (вариант 4.11.6.6)

3) Схема послеаварийного режима для выбора управляющих воздействий с целью предотвращения статической устойчивости определяется отключение 50% нагрузки в узле 19 330 кВ ПС МГРЭС 4.

4) В качестве возмущения при выборе управляющих воздействий с целью предотвращения нарушения динамической устойчивости задано: 3ф КЗ длительностью 0,155 с на линии 330 кВ ПС МГРЭС 4 (узел 18) и отключение данной линии с отключением КЗ.

5) Условия для выбора АЛАР:

а) в качестве возмущающего воздействия рассматривается охарактеризованное выше КЗ и отключение линии;

б) максимальная допустимая длительность асинхронного режима в ЭЭС равна 24 с.

2. Составление расчетной схемы Расчетная схема ЭЭС составляется по известным из курса «Электрические системы и сети» правилам, так как она используется для обычных расчетов установившихся режимов.

Выполнение расчетов На рисунке 2 представлена расчётная схема для рассматриваемой ЭЭС, схема которой дана на рисунке 1. На расчётной схеме приведены основные параметры схем замещения элементов ЭЭС.

3. Подготовка исходной информации для расчетов установившихся и переходных режимов

Необходимые для расчетов установившихся и переходных режимов исходные данные готовятся в соответствии с требованиями применяемых для ЭВМ программ.

Выполнение расчетов

В соответствии с требованиями комплекса «МУСТАНГ» /2/ подготовлены исходные данные для расчётов установившихся и переходных режимов.

Информация об узлах (таблица 2).

КОД — признаки фиксации напряжения, угла, активной и реактивной генерируемой мощности в узле; задается одним числом, в котором «1» — означает фиксации данного параметра, «0» — данный параметр свободен.

Рнаг — активная нагрузка узла, МВт ;

Qнаг — реактивная нагрузка узла, Мвар;

Uномноминальное напряжение, кВ ;

Рг — мощность генерации узла, МВт;

Qг — реактивная мощность генерации узла, Мвар;

Вш — реактивная проводимость шунта в узле, мкСм.

Таблица 2 — Информация об узлах

Информация о ветвях (таблица 3).

I, J — номера узлов, ограничивающих ветвь; если ветвь содержит трансформатор, то его параметры должны быть приведены к напряжению узла I, а коэффициент трансформации задается отношением UI/UJ.

R, X — продольное активное и реактивное сопротивления ветви, Ом.

BI, J — поперечная емкостная проводимость, мкСм.

КА — продольная составляющая комплексного коэффициента трансформации.

Таблица 3 — Информация о ветвях

4. Расчет установившегося доаварийного режима ЭЭС и оценка его статической устойчивости

4.1 Расчет доаварийного режима

Первым расчетов на ЭВМ должен быть расчет заданного нормального режима. Это может быть выполнено либо путем ввода в ЭВМ всех исходных данных, либо путем вызова из памяти ЭВМ записанного ранее базового режима и внесения в него требуемых (в соответствии с номером варианта) изменений. Результата расчета нормального режима необходимо проанализировать, оценив уровни напряжения в узлах, потери мощности в элементах и в сети в целом, а на расчетную схему нанести потока распределение.

Выполнение расчетов

Для расчета нормального установившегося режима с помощью директивы РЕЖИМ из памяти ЭВМ вызывается исходный режим и выполняется его расчет.

Некоторые параметры его, а именно потоки мощностей, наносим на расчетную схему (рисунок 3).

4.2 Определение запаса статической устойчивости доаварийного режима

В курсовом проекте исследуется апериодическая устойчивость, поэтому можно использовать практический критерий статической устойчивости

При этом устойчивость оценивается по критерию сходимости итерационного процесса при расчете установившегося режима ЭЭС (изменение знака якобиана уравнений установившегося режима).

Используется тот факт, что свободный член характеристического уравнения и якобиан уравнений установившегося режима обращаются в нуль при одинаковых условиях (одновременно). Таким образом, для нахождения предела статической устойчивости используется метод последовательного утяжеления режима, приводящего к увеличению загрузки исследуемых связей.

Рассчитывается серия последовательно утяжелённых установившихся режимов: Р0, Р1, Р2, …, Рi, где Рi — поток мощности в рассматриваемом сечении (по рассматриваемой связи). Тот режим, расчёт которого не осуществляется (итерационный процесс не сходится), является предельным по условиям статической устойчивости. Его параметры используются для дальнейшего анализа. В частности Рпр=Рк.

Применяются разные способы утяжеления: путём перераспределения генерируемых мощностей, за счёт изменения нагрузок, путём изменения ЭДС и напряжений. По данным исходного и предельного режимов определяется коэффициент запаса статической устойчивости

где РД — нерегулируемые колебания потока мощности.

В курсовом проекте величина РД определяется приближённо: РД=0,02· Рпр.

Найденный коэффициент запаса сравнивается с нормированным. Для нормальных режимов нормированный коэффициент запаса статической устойчивости равен 0,2. Если Кс оказывается меньше нормированного, то делается вывод о необходимости улучшения режима с целью увеличения коэффициента запаса статической устойчивости.

Выполнение расчетов

В качестве способа утяжеления выбираем: увеличение генерации в узле 16 и увеличение генерации в узле 19. Шаг утяжеления принимаем: для активной мощности 50 МВт. Для определения предела передаваемой по сечению 4−15 14−15 мощности организуем полуавтоматический расчёт серии последовательно утяжеляемых установившихся режимов:

Таблица 5 — Параметры утяжеленных режимов.

Определяем коэффициент запаса статической устойчивости доаварийного режима:

Коэффициент запаса меньше нормативного (0,08<0,2), поэтому необходимо применить АПНУ для предотвращений нарушения статической устойчивости. Применяем УВ в виде ОН в узле 16: 200МВт.

Коэффициент запаса стал больше нормативного (0,22>0,2), поэтому никаких мероприятий по улучшению режима не требуется.

5. Выбор управляющих воздействий АПНУ с целью сохранения статической устойчивости ЭЭС в послеаварийном режиме

Вид послеаварийного режима и исследуемое сечение принимается в соответствии с заданием.

Наиболее типичными причинами возникновения напряженных послеаварийных режимов является:

1) большой рост нагрузки в дефицитной части ЭЭС;

2) сброс генерирующей мощности по какой-либо причине в дефицитной части ЭЭС;

3) отключение одной или нескольких шунтирующих связей (в том числе параллельных цепей ЛЭП).

Таблица 7 — Результаты расчета послеаварийный режим

В результате рассматриваемая связь перегружается, что приводит к опасности нарушения статической устойчивости. Необходимо выбрать такие УВ, минимально превышающие необходимые, чтобы обеспечивался нормальный запас статической устойчивости. Для этого требуется решить ряд задач.

Некоторые параметры послеаварийного режима, а именно потоки мощностей, наносим на расчетную схему (рисунок 4)

5.1 Определение запаса статической устойчивости ПАР

Предельная мощность по условиям статической устойчивости для рассматриваемого сечения в ПАР определяется по той же методике, что и для доаварийного режима.

По величине предельной мощности определяется коэффициент запаса статической устойчивости для ПАР, который сравнивается с нормированным значением (0,08).

Если Кс оказывается меньше нормированного (0,08), то делается вывод о необходимости применения АПНУ для предотвращения нарушения статической устойчивости ЭЭС при появлении данного послеаварийного режима.

Если при заданных условиях для ПАР режим не существует («режим не балансируется»), то это значит, что статическая устойчивость его не обеспечивается, т.к. рассматриваемое сечение недопустимо перегружается.

При этом утяжеление теряет смысл, и сразу делается вывод о необходимости применение АПНУ для предотвращения нарушения статической устойчивости ЭЭС. Предельная мощность в подобных случаях может быть определена одним из двух способов. Первый способ: «методом облегчения режима» — постепенно малыми шагами разгружают рассматриваемое сечение и пытаются рассчитать режим; первый существующий режим и есть предельный.

Дальнейшее «облегчение» позволяет получить максимально допустимый режим (при нормированном Кс=0,08), по результатам которого определяются дозы УВ.

Второй способ: применяя большой объем разгрузки сечения, существенно «облегчают» режим, рассчитывают его.

Далее, отталкиваясь от этого режима, методом утяжеления определяют предельную мощность, а затем находят необходимые управляющие воздействия.

Выполнение расчетов

Для повышения запаса статической устойчивости заданного послеаварийного режима необходимо разгрузить линии 4−15 и 14−15, т. е. уменьшить передаваемую по ней мощность. Это можно осуществить за счёт применения следующих УВ: в избыточной части ОГ, в дефицитной части ОН посредством САОН. Анализ схемы и режима позволяет наметить узлы для реализации указанных УВ: узел 16 для ОН.

5.2 Дозировка УВ

Если устойчивость заданного послеаварийного режима нарушается или коэффициент запаса меньше нормативного, то требуется применение АПНУ.

Определение интенсивности необходимых УВ в общем случае осуществляется следующим образом:

· намечаются и отключаются дозы ОН и ОГ;

· рассчитывается установившийся режим для этих условий;

определяется мощность Р0;

· методом утяжеления определяется Рпр;

· рассчитывается коэффициент запаса, который сравнивается с нормативным.

Затем, в зависимости от результата, добавляются или уменьшаются дозы ОН и ОГ, и все операции повторяются. И так несколько раз, пока не будет достигнут нормируемый коэффициент запаса статической устойчивости.

Ориентировочное значение первой дозы ОН и ОГ рекомендуется определять по выражению

Рсаон=Ро-Рдоп,

где Р0 — мощность, передаваемая по сечению в исходном послеаварийном режиме.

Рдоп — допустимая мощность по сечению, т. е. мощность, при которой обеспечивается нормированный запас устойчивости (Рдоп=(Рпр-РД)/1,2);

Рпр — предельная передаваемая мощность, полученная при утяжелении исходного послеаварийного режима.

ЗАМЕЧАНИЕ: в частном случае, когда при утяжелении режима использовались изменения генерации и нагрузки именно в тех узлах, которые намечены для реализации УВ (ОГ и ОН), повторное утяжеление не осуществляется. В этом случае используются параметры уже имеющегося предельного режима.

Выполнение расчетов

Применяем в 16 узле ОН.

Намечаем первую дозу УВ: ОН=200 МВт. Проводим расчет. Этой дозы недостаточно для обеспечения устойчивости. Отключаем 260 МВт.

Таблица 8 — Исходные данные по сечению послеаварийного режима после ОН.

Рдоп=(1511,6−0,02*1511,6)/1,08=1371,6 МВт,

Рсаон=1771,6−1371,6=400 МВт, необходимо отключить. Производим отключение нагрузки в узле 16: 400 МВт.

Определяем коэффициент запаса статической устойчивости доаварийного режима:

Коэффициент запаса больше нормативного (0,081>0,08), поэтому статическая устойчивость обеспечивается.

Для обеспечения коэффициента запаса статической устойчивости в районе нормированного было использовано УВ, ОН в узле 16- 400 МВт.

6. Выбор управляющих воздействий АПНУ с целью сохранения динамической устойчивости ЭЭС при заданном возмущении

Динамическая устойчивость оценивается по характеру изменения режимных параметров (прежде всего взаимных углов д) в динамическом переходе ЭЭС после большого возмущения.

Для определения динамической устойчивости проводятся расчеты переходных процессов ограниченной длительности один — два цикла синхронных качаний.

В курсовом проекте требуется выбрать такие УВ, мининимально превышающие необходимые, чтобы обеспечивалась динамическая устойчивость при заданном аварийном возмущении.

Для этого необходимо решить ряд задач.

6.1 Моделирование возмущающего воздействия

В качестве возмущающих воздействий при исследовании динамической устойчивости рассматриваются разного рода большие нарушения в ЭЭС:

· трёх фазное короткое замыкание ;

В соответствии с требованиями используемого программного комплекса для анализа динамической устойчивости необходимо описать заданное возмущающее воздействие с учетом всех факторов.

Выполнение расчетов

В соответствии с требованиями комплекса «МУСТАНГ» аварийное возмущение, действия РЗ, АПВ, ПА моделируются с помощью директивы АВТОМАТИКА.

Точка КЗ задается в узле 18, как показывают результаты расчёта доаварийного режима, мощность направлена из узла 18 в узел 19.

Для моделирования заданных возмущений предусматривается следующие воздействия автоматики. В момент времени Т=0 с переходного процесса в узел 19 включаем шунт КЗ с сопротивлениями Rш=0, Xш=0,1 Ом. Через 0,13 с после включения шунта отключаем его и одновременно отключаем линию 18−19. Эти воздействия моделируются следующим образом:

АВТОМАТИКА

ВРЕМЯ

ШУНТ 18 0 0,1

0,155 ШУНТ 18 0 -0,1

0,155 ОТКЛЮЧАЕМ СВЯЗЬ 18−19

6.2 Оценка динамической устойчивости без ПА

Для оценки динамической устойчивости без ПА необходимо выполнить расчет динамической устойчивости при заданном возмущении и при действии релейной защиты АПВ. Следует отметить, что в качестве исходного берется нормальный режим.

Если динамическая устойчивость нарушается, то делается вывод о необходимости применения АПНУ и далее решается задача по выбору УВ.

Если динамическая устойчивость не нарушается, то необходимо выполнить следующее.

В качестве возмущения задано КЗ. В этом случае требуется путем проведения серии расчетов при последовательном увеличении времени отключения КЗ tоткл найти tоткл. пр, при котором динамическая устойчивость нарушается. Затем определить коэффициент запаса динамической устойчивости:

В качестве возмущения задано другое нарушение. В этом случае требуется путем проведения серии расчетов при последовательном увеличении передаваемой мощности по выбранной связи найти предел передаваемой мощности по условиям динамической устойчивости Рпр.Д. При этом под пределом Рпр. Д понимается та минимальная активная мощность, при которой динамическая устойчивость не сохраняется при заданном возмущении.

Выполнение расчетов

Для оценки динамической устойчивости выполняем расчет переходного режима при заданном возмущении.

Рис. 5. Характеристики динамической устойчивости без ПА

Угол генератора 19 в момент времени 0,3 с от начала переходного режима, достигнув максимального значения, начинает убывать. Такой характер изменения углов роторов генераторов свидетельствует о том, что динамическая устойчивость ЭЭС при рассматриваемом возмущении нарушается. Таким образом, в комплексе АПНУ необходимо предусмотреть УВ для предотвращения нарушения динамической устойчивости при рассматриваемом возмущении.

6.3 Определение места приложения и вида УВ

Данная задача решается приближенно, на основе анализа результатов расчетов исходного нормального режима и переходного режима при заданном возмущении.

Требуется выявить избыточную и дефицитную части ЭЭС, выявить генераторы, выпадающие из синхронизма. При этом обратить внимание на характер выпадения: ускоряются или тормозятся роторы генераторов (увеличиваются или уменьшаются их углы д сдвига роторов).

Наметить подстанции и электрические станции, на которых возможна реализация УВ. При выборе видов УВ необходимо прежде всего предусмотреть использование АПВ. Если применение АПВ невозможно или неэффективно, то рассматривается возможность применения других, более радикальных УВ.

В избыточной части системы намечаются узлы, в которых осуществляется выбор УВ в следующей очередности: РТ за счет использования быстродействующей приставки регулятора скорости электрогидравлического преобразователя (ЭГП), ОГ, ДС.

В дефицитной части системы намечаются узлы, в которых осуществляется выбор УВ в следующей очередности: ОН с помощью САОН, ДС.

Выполнение расчетов

Анализ результатов расчета переходного режима показывает, что нарушение динамической устойчивости связано с торможением ротора электростанции узла 19. Это значит, что при заданном возмущении появляется дефицит мощности, под действием которого генератор на ГРЭС 4 уменьшает скорость вращения. Следовательно, для надлежащего управления переходным режимом необходимо уменьшить нагрузку в 19 узле.

6.4 Дозировка УВ

Если динамическая устойчивость ЭЭС при заданном аварийном возмущении и работе релейной защиты нарушается, то требуется применение АПНУ. Определение интенсивности необходимых УВ в общем случае осуществляется следующим образом:

· Намечается первая малая доза выбранного вида УВ.

· Рассчитывается переходный режим при заданном возмущении с учетом действия автоматики, моделирующей первую дозу выбранного УВ.

· Если динамическая устойчивость нарушается, доза УВ увеличивается и снова рассчитывается переходный режим.

· Указанные процедуры повторяются до тех пор, пока не будет определена наименьшая доза УВ, при которой динамическая устойчивость обеспечивается.

Выполнение расчетов

В качестве первой дозы УВ намечаем в узле 19 отключить 60% нагрузки. Анализ этих результатов показывает следующее. Траектории углов всех станций изменились незначительно, по сравнению с предыдущими расчетами. Таким образом, не смотря на применяемые УВ, динамическая устойчивость нарушается. Увеличиваем ОН, намечаем в узле 19 отключение 70% нагрузки, посредством внесения в директиве АВТОМАТИКА соответствующих изменений.

Результаты расчёта переходного режима с учетом УВ.

Рис. 6. Характеристики динамической устойчивости с ПА

Таблица 10 — Результаты расчёта ДУ после УВ

Эти результаты свидетельствуют о том, что выбранные УВ оказались эффективными. Колебания углов роторов всех генераторов происходят с затухающей амплитудой, a это значит, что динамическая устойчивость обеспечивается.

7. Выбор АЛАР

Комплекс АЛАР представляет собой совокупность локальных устройств, каждое из которых предназначено для ликвидации асинхронных режимов в одном или нескольких сечениях.

Выбор АЛАР осуществляется на основании расчётов переходных режимов разной длительности в предположении отказа устройств АПНУ для различных условий и аварийных возмущений.

При этом осуществляется:

* определение сечений, опасных из-за возможности возникновения асинхронных режимов, на которых требуется размещение АЛАР;

* выбор принципов действия устройств АЛАР, контролируемых признаков асинхронных режимов и УВ для АЛАР;

* расчёт параметров (уставок) срабатывания.

В соответствии с руководящими указаниями АЛАР следует устанавливать на всех ЛЭП, где может возникнуть асинхронный режим.

Как известно, для ликвидации асинхронных режимов применяются два способа: ресинхронизация и деление ЭЭС.

Первый способ — ресинхронизация предпочтительнее, поэтому устройства АЛАР должны выполняться таким образом, чтобы они в первую очередь способствовали ресинхронизации, т. е. осуществляли мероприятия, направленные на установление баланса мощностей в несинхронно работающих частях ЭЭС. В избыточной части при увеличении скорости вращения роторов генераторов используются УВ по уменьшению генерируемой мощности. В дефицитной части при торможении роторов генераторов используются УВ по уменьшению нагрузок и увеличению генерируемой мощности. Однако вследствие того, что кратковременный асинхронный режим при ресинхронизации не всегда допустим, приходится использовать второй способ — деление ЭЭС.

7.1 Выявление сечении, по которым возможен асинхронный режим

Указанные сечения определяются по результатам расчетов динамической устойчивости при заданном возмущением воздействии в предположении отказа устройств АПНУ. Выявляются генераторы или части ЭЭС, выпадающие из синхронизма, связи, которые соединяют эти генераторы с остальной системой, и определяются искомые сечения.

Если при заданном аварийном возмущении динамическая устойчивость не нарушается и асинхронный режим не возникает, необходимо постепенно увеличивать тяжесть возмущения до тех пор, пока хотя бы один из генераторов не выпадет из синхронизма.

После определения опасных сечений делается вывод о необходимости размещения на этих сечениях устройств АЛАР. При этом намечаются подстанции для установки АЛАР, выбираются возможные виды УВ для ресинхронизации, намечаются выключатели, по которым должно осуществляться ДС.

Следует отметить, что для ресинхронизации выбираются УВ, аналогичные применяемым для предотвращения нарушения динамической устойчивости, но вступающие в действие с большей задержкой времени, и другие дозы.

Сечения, по которым возникает асинхронный режим при заданном возмущении в предположении отказа устройств АПНУ, определяются по результатам расчета переходного режима без учета АПВ и УВ. Выполненный ранее анализ упомянутых результатов показал, что при заданном возмущении все генераторы рассматриваемой ЭЭС, за исключением генератора 19, не выпадают из синхронизма. Генератор 19, наоборот, выпадает из синхронизма с уменьшением частоты (тормозится). При определении опасных сечений учтено то обстоятельство, что рассматриваемая ЭЭС связана с остальной частью ЕЭС страны через узел 1. Мощность ЕЭС существенно превышает мощность данной ЭЭС, поэтому узел 1 выбран в качестве балансирующего. Частота в нем принята неизменной, что учитывает практическое постоянство частоты во всей ЕЭС в первое время после локальной аварии в рассматриваемой ЭЭС.

Следовательно, одной из задач АЛАР должно быть отделение от ЕЭС асинхронно идущей части. Таким образом, опасными сечениями является линия 18−19 (ЛЭП 330 кВ ПС М — ГРЭС4);

Указанная линия должна быть обеспечена устройствами АЛАР. Для размещения устройств АЛАР намечаются ГРЭС4. Выключатели, по которым должно осуществляться ДС: в начале и конце линий 18−19.

В качестве возможных УВ для ресинхронизации выбираем ОН в узле 19. УВ для целей сохранения динамической устойчивости.

Рис. 7. Характеристики изменения углов генераторов при КЗ

7.2 Выбор способа ликвидации асинхронных режимов

Более предпочтительный способ ликвидации асинхронных режимов — ресинхронизация — должен предусматриваться всегда, за исключением следующих случаев:

· если вблизи центра качаний расположены ответственные потребители, к при асинхронном режиме возможно их отключение;

· если в асинхронном режиме возможно отключение нагрузки большей мощности, чем при делении;

· если асинхронный режиме может привести к нарушению устойчивости по другим связям;

· если в асинхронном режиме возникают токи, недопустимые для генераторов, трансформаторов и другого оборудования.

Вопрос о способе прекращения асинхронных режимов решается после проведения серии расчетов длительных переходных процессов, которые позволяют оценить допустимость асинхронных режимов.

В курсовом проекте необходимо выбрать и обосновать для каждого опасного сечения один из двух способов ликвидации асинхронных режимов.

1-й способ. Если асинхронный режим недопустим, то должна предусматриваться неселективная делительная автоматика, осуществляющая деление при первом же достижении углом значения 110−1800. В остальных случаях действие AЛАР должно быть обязательно селективным.

2-й способ. Если ресинхронизация возможна, то АЛАР должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизация, т. е. через три — пять циклов асинхронного режима, но не позже допустимого времени (обычно 15−30с). При расчетах ресинхронизации следует сначала оценить возможности самопроизвольной ресинхронизации, т. е. выполнять расчеты длительных переходных режимов с выпавшими из синхронизма генераторами без применения УВ. Если самопроизвольная ресинхронизация не обеспечивается, следует выполнять расчеты переходных режимов с учетом выбранных УВ.

Дозировка УВ осуществляется так же, как для предотвращения нарушения динамической устойчивости. При этом УВ должны быть такой минимальной интенсивности, которая обеспечивает ресинхронизацию в пределах заданной максимальной длительности асинхронного режима.

Для определения возможности самопроизвольной ресинхронизации выполнен расчет длительного переходного режима при заданном возмущении без применения УВ.

Результаты расчета длительного переходного режима без использования УВ приведены в распечатке.

Эти результаты свидетельствуют о том, что самопроизвольная ресинхронизация не происходит. За 20 с переходного режима ротор генератора 19 «отстал» от синхронно вращающихся осей на 1 проворот.

Для осуществления ресинхронизации выбираем первую дозу УВ: в узле 19 отключаем 70% нагрузки.

Таблица 11 — УВ АЛАР

Рис. 8. Характеристики изменения углов генераторов при ресинхронизации

8. Определение параметров срабатывания пусковых органов ПА

В системах АПНУ применяются различные пусковые органы, фиксирующие возмущения и аварийную перегрузку электропередач. Фиксация возмущений осуществляется различными способами:

· по тяжести КЗ (1ф КЗ, 2ф КЗ, 3ф КЗ);

· по величине сброса мощности, передаваемой по связи;

· по положению выключателей при отключении элементов ЭЭС.

Фиксация аварийной перегрузки электропередач может осуществляться по увеличению передаваемой активной мощности, либо увеличению тока, либо увеличению угла.

С целью выявления асинхронных режимов устройства АЛАР могут контролировать углы по передачам, ток и направление мощности по передачам, сопротивления на зажимах реле, установленных на электропередачах, и направление мощности и др.

Определение параметров срабатывания устройств ПА зависит от вида применяемых пусковых органов.

Выполнение расчетов

Система АПНУ ЭЭС призвана обеспечивать статическую устойчивость в заданном послеаварийном режиме и динамическую устойчивость при заданном аварийном возмущении. Аппаратура АПНУ должна быть установлена на ПС М, ПС З, ГРЭС 3, ГРЭС 4.

Для ввода в действие автоматики статической устойчивости выбираем пусковой орган, реагирующий на увеличение угла по передаче 18−19. (Обозначим его ПО2 на рисунке 9). Это так называемое устройство фиксации аварийной перегрузки связи, реагирующее на увеличение угла. Оно представляет собой шкаф на интегральных микросхемах типа ШДЭ 2601, имеющий в своем составе цифровые датчики разности фаз 2 напряжений и блок скольжения; выполненный с помощью 2 датчиков частоты.

В общем случае устройство имеет отдельные реагирующие органы, фиксирующие статическую и динамическую перегрузки связи. Угол срабатывания органа фиксации статической перегрузки электропередачи определяется по выражению

где дсу — угол срабатывания;

Кн — коэффициент надежности, Кн=1,05−1,1;

Дд — погрешность аппаратуры (60);

дi, j пр. ст — значение разности фаз напряжений в контролируемых узлах в режиме, предельном по условию статической устойчивости.

В данном случае дi, j=дU18−19, т. к. контролируется линия 18−19.

дU18−19 пр. ст=64 и дсу=64/1,07−6=53,8.

Для ввода в действие автоматики динамической устойчивости выбираем пусковой орган, фиксирующий вид и тяжесть КЗ. (Обозначим его ПО1 на рисунке 9). Параметры срабатывания ПО1 определяются заданным видом и длительностью КЗ.

Система АЛАР, связанная с рассматриваемым возмущением, должна быть представлена 2 комплектами, установленными на ПС М и ГРЭС 4. В качестве основных пусковых органов АЛАР выбираем устройства, реагирующие на увеличение углов:

— для связи ГРЭС 4 — ПС М: — угол между вектором ЭДС эквивалентного генератора ГРЭС 4 и вектором ЭДС эквивалентного генератора ГРЭС 3.

При выборе уставок срабатывания по углу необходимо отстроить АЛАР от синхронных качаний (изменение углов при КЗ без нарушения динамической устойчивости):

— коэффициент отстройки (1,1);

— максимальный угол в первом цикле синхронных качаний, при котором еще сохраняется динамическая устойчивость (предельный угол по условию динамической устойчивости).

По результатам расчета динамической устойчивости с учетом УВ определяем:

=1,1*198=217,8

9. Выбор схем и настройка устройств ПА

В курсовом проекте задачи выбора схем ПА и их настройки решаются в ограниченном объеме.

Рассматривается схема релейно-контактного устройства автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ), выполненного на основе диодного матричного коммутатора (рисунок 9). Нa этом рисунке представлены: схема цепей переменного тока и напряжения (рисунок 9, а), схема фиксации мощности исходного режима (рисунок 9, б) и схема цепей дозировки.

Схемы (рисунок 9, а, б) представляют собой аналого-релейный преобразователь (АРП), схема (рисунок 9, в) — шинный коммутатор, к горизонтальным шинкам которого подключается цепи контактов выходных реле АРП, а вертикальные шинки являются входными цепями исполнительного устройства.

Устройство АДВ дозирует мощность отключаемых генераторов в зависимости от передаваемой мощности Рисх по контролируемой связи и от схемы ЭЭС: нормальной или послеаварийной (переключатели Н и П). Вид возмущения оценивается посредством пусковых органов: ПО1 и ПО2 (и более, если необходимо).

Требуется настроить АДВ в соответствии с выбранными УВ для обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме и для обеспечения динамической устойчивости, т. е. установить зависимость между видом возмущения, исходным состоянием схемы и режима ЭЭС и необходимыми УВ. Для этого надо определить местоположения гнезд для включения штырей контактных разъемов шинного коммутатора. При этом считать, что количество ступеней ОГ для всех схем одинаково и равно 6: Рон1=10%, Рон2=20%, Рон3=30%, Рон4=50%, Рон5=70%, Рон6=100% (от исходной мощности нагрузки). Количество ступеней исходной мощности Рисх также равно 6.

При настройке АДВ найденной ступени ОН ставить в соответствие такую же ступень Рисх значения мощности по контролируемой связи при нормальной схеме ЭЭС.

Выполнение расчетов

Выполним настройку АДВ для реализация ОН на электростанции ГРЭС 4 (узел 19) с целью сохранения динамической устойчивости ЭЭС. Выбранная величина ОН в узле 19 составляет 70% от исходной нагрузки. Это соответствует шестой ступени ОН (пятой вертикальной шинке коммутатора).

Так как исходным является режим при нормальной схеме ЭЭС, соответствующая горизонтальная шинка коммутатора должна подключаться к третьему выходу АРП: реле мощности KW3, выходному реле KL3, контактами KL3. В качестве контролируемой ветви намечается линия 18−19. Мощность в исходном нормальном режиме по этой линии составляет Рисх=889.8 МВт. Таким образом, мощность срабатывания реле KW2 определяется по величине 801 МВт. Исходным режимом в данном случае является нормальный, т. е. цепь реализации ОН формируется через переключатель «Н». Пусковой орган установлен на шинах 330 кВ ПС М, он фиксирует рассматриваемое возмущение. На рисунке 9 цепями данного пускового органа являются цепи ПО1. Все перечисленные условия определяют место положения гнезда штыря контактного разъема шинного коммутатора: пересечение 6-й вертикальной и 15-й горизонтальной шинок (рисунок 9) — для реализации УВ с целью сохранения динамической устойчивости.

Выполним настройку АДВ для реализации ОН на той же электростанции с целью сохранения статической устойчивости заданного послеаварийного режима. Выбранная доза ОН в узле 19 равна 1100 МВт, Это соответствует второй ступени ОН (второй вертикальной шинке коммутатора). Контролируется та же ветвь 18−19. Мощность в исходном послеаварийном режиме по этой линии составляет 892,5 МВт.

Поставим в соответствие этой мощности 5-ю ступень Рисх: реле мощности KW5, выходное реле KL5, контакты KL5. Мощность срабатывания реле KW5 определяется по значению 892,5 МВт. Исходным режимом в данном случае является послеаварийный, т. е. цепь реализации ОН формируется через переключатель «П». Пусковой орган (ПО2) фиксирует перегрузку связи 18−19 и срабатывает при достижении контролируемым углом значения дсу, замыкая цепь ПО2 на рисунке 9. Перечисленные выше условия определяет место положения гнезда для включения штыря контактного разъёма шинного коммутатора: пересечение 2-й вертикальной и 11-й горизонтальной шинок (рисунок 9) — для реализации УВ с целью сохранения статической устойчивости.

Библиографический список

1. Методические указания к курсовой работе << Противоаварийное управление электроэнергетическими системами >> / Сост. И. Д. Кудинов ЮРГТУ. Новочеркасск. 2005. 43с.