Una de las principales condiciones Operación confiable EPS es su estabilidad, es decir, la capacidad del EPS para restaurar el estado estacionario original o cercano al original después de su violación y después del modo de transición correspondiente. En otras palabras, la estabilidad es la capacidad de un EPS para mantener un funcionamiento sincrónico.
Hay dos tipos de inestabilidad:
- 1. "Self-rocking", que se manifiesta en fluctuaciones crecientes en los parámetros del régimen, la llamada inestabilidad oscilatoria.
- 2. "Crawl": una desviación aperiódica de la posición de equilibrio, la llamada inestabilidad aperiódica.
Causas del balanceo (inestabilidad oscilatoria): E4
- · Configuración incorrecta del ARV SG cuando el control de excitación en lugar de la amortiguación cambia el modo.
- · Elección fallida de los parámetros del sistema de control de potencia de la turbina.
- Trabajo de generadores en una red de gran capacidad: líneas con un alto grado CPC, líneas extendidas en modo inactivo o de carga baja.
La principal causa de la inestabilidad aperiódica es la sobrecarga de las líneas eléctricas.
Hay tres tipos de sostenibilidad:
- · La estabilidad estática (SS) es la capacidad del EPS para mantener un funcionamiento síncrono después de una pequeña perturbación del régimen.
- · La estabilidad dinámica (DU) es la capacidad del EPS para mantener un funcionamiento síncrono después de una gran perturbación de modo. En aquellos casos, por regla general, cuando exista un desequilibrio de potencias activas en el eje de al menos uno de los generadores.
- · La estabilidad resultante (RU) es la capacidad del EPS para restaurar la operación síncrona después de su interrupción a corto plazo (después de un modo asíncrono a corto plazo aceptable en condiciones de operación).
El estudio de la estabilidad estática suele estar dirigido a determinar los parámetros del modo de limitación de la estabilidad. Conociendo estos parámetros y los parámetros del modo inicial (planeado), uno puede determinar fácilmente el margen de estabilidad estática.
Personaje violaciones de SU aperiódico y su provisión se determina a partir de las características del generador y la turbina (Fig. B.3).
d - ángulo de carga
Arroz.
Como se señaló, solo aquellos modos son estables, cuyos puntos de operación están en la rama ascendente de la característica del generador (punto "a").
Por el contrario, en el punto "c" el trabajo es imposible, el régimen es inestable. Por ejemplo, con un pequeño aumento en el ángulo q, aparece un desequilibrio acelerado en el eje del rotor. Bajo su acción, el rotor acelera aún más, el ángulo continúa aumentando, etc., el proceso es irreversible. Cuando el ángulo disminuye, tampoco hay retorno al punto de partida y el ángulo continúa disminuyendo.
Así, la rama descendente de la característica del generador es una zona de inestabilidad aperiódica.
En efecto, en este caso, un pequeño aumento del ángulo Dd (punto a1) conducirá a un aumento de la potencia eléctrica de frenado. Aparece un desequilibrio de potencia de frenado en el eje del generador. Bajo su acción, la velocidad de rotación disminuirá y el ángulo disminuirá (es decir, se restaurará el modo original). Lo mismo sucede cuando el ángulo disminuye.
En la operación de estado estable del generador, el momento mecánico M 1 en el eje del motor primario (turbina de vapor o hidráulica) es igual al momento electromagnético M desarrollado por el generador (Fig. 17.3). El momento M 1 no depende del ángulo de rotación del rotor y, por lo tanto, se representa como una línea recta horizontal que se cruza con la característica M = f (u) en los puntos 1 Y 2 .
En estos puntos, M 1 \u003d M. Esta es una condición necesaria para un movimiento constante, pero no siempre sostenible. El trabajo sostenible será sólo en el punto 1 porque si el rotor por alguna razón gira un ángulo mayor que y 1 y se convierte en y 1 + Di (punto 1 "), entonces el par electromagnético aumenta al valor M + DM, que será mayor que el momento del motor primario (M + DM)> M 1, esto hará que el rotor disminuya la velocidad y regrese a la posición 1 con ángulo y 1 . Si al trabajar en un punto 1 ángulo y disminuye como resultado de una perturbación aleatoria, luego cuando esta perturbación cesa, el generador también volverá al modo de operación en el punto 1 .
En el punto 2 el trabajo será inestable. Si al trabajar en un punto 2 ángulo y aumentar en Di (punto 2 ”), entonces el par del generador disminuirá y será menor que el par del motor primario (M-DM)< M 1 , ротор будет ускоряться, угол и еще больше возрастет и т. д. В результате генератор выйдет из синхронизма, перейдет в двигательный режим и т. д. Если же при работе в точке 2 ángulo y disminuye, luego, debido a la violación del equilibrio de momentos, continuará disminuyendo hasta que este equilibrio M = M 1 se restablezca en el punto 1 .
Por lo tanto, la operación del generador de polos implícito es estable en la región 0< и < 90° и неустойчива в области 90 < и < 180°. Поэтому угол
u = 90° es el ángulo crítico y cr = ±90°.
Los cálculos de estabilidad de EPS tienen los siguientes objetivos principales:
- 1. Determinar el nivel de estabilidad del EPS y compararlo con el deseado. En este caso, se revela la zona de los regímenes iniciales y aquellos daños que requieren control antiemergencia.
- 2. Es posible asegurar y aumentar la estabilidad del EPS influyendo en los modos transitorios debido a las llamadas acciones de control (HC) que emanan de los dispositivos de automatización: 1. protección de relé, reenganche automático (AR), AVR, 2. emergencia automáticos (PAA) o 3.staff.
Los sistemas de protección de relés y reconexión automática proporcionan los SW más simples: apagado de elementos dañados del sistema, diferentes tipos inclusiones repetidas. Sin embargo, en los EPS complejos modernos, solo estos choques más simples a menudo no brindan estabilidad, por lo que es necesario utilizar choques más complejos proporcionados por el sistema PAA, como apagar generadores, apagar la carga y otros, que se discutirán. debajo.
La naturaleza del flujo de modos transitorios afecta directamente las condiciones de operación del EPS, determinando la confiabilidad de su operación, estabilidad y capacidad de supervivencia. En ausencia de una gestión adecuada o mala administración modos transitorios en el EPS, se desarrolla un accidente del sistema, que es el más grave, ya que conduce a una interrupción en el suministro de energía un número grande los consumidores, el reembolso de las centrales eléctricas.
Estabilidad estática
La estabilidad estática se entiende como la capacidad de un sistema de potencia para mantener la operación paralela síncrona de los generadores bajo pequeñas perturbaciones y cambios lentos en los parámetros de modo.
En la fig. 9.2, pero muestra un diagrama de un sistema eléctrico que consta de una planta de energía ES, líneas de transmisión y sistemas de recepción de energía de potencia infinitamente alta. Se sabe que la energía eléctrica R, desarrollado por la planta de energía y consumido por la carga del sistema de energía es igual a:
donde E t- CEM de generadores de centrales eléctricas; uc- voltaje del sistema de potencia; Khrez: la resistencia resultante de los generadores de la planta de energía, la línea eléctrica y el sistema de energía.
Si la FEM de los generadores P.ej, voltaje del sistema uc Y 9a no cambian, entonces la energía eléctrica transmitida por la planta de energía al sistema de energía depende del ángulo entre los vectores £ r y (Figura 9.2.6). Esta dependencia tiene un carácter sinusoidal, se denomina característica angular de transmisión de potencia (Fig. 9.2, c).
Valor máximo La potencia que se puede transferir al sistema de potencia se denomina límite de estabilidad estática:
La potencia de la turbina no depende del ángulo θ y está determinada únicamente por la cantidad de energía suministrada a la turbina.
La condición (9.3) corresponde a puntos/n 2 en la Fig. 9.2, en. Punto I es un punto de equilibrio estable, y el punto 2 es un equilibrio inestable. La región de operación estable está determinada por el rango de ángulos b de 0 a 90 E. En la región de ángulos mayores de 90°, la operación paralela estable es imposible. No se realiza la operación a la potencia máxima correspondiente a un ángulo de 90 °, ya que pequeñas perturbaciones, que siempre están presentes en el sistema de potencia, fluctuaciones de carga, pueden provocar una transición a una región inestable y una violación del sincronismo. Se supone que el valor máximo permitido de la potencia transmitida es menor que el límite de estabilidad estática. El margen se estima por el factor de estabilidad estática, %:
El margen de estabilidad estática para la transmisión de potencia en modo normal debe ser al menos del 20 %, y en el modo posterior a un accidente a corto plazo (antes de la intervención del personal en el control de modo), al menos el 8 %.
Estabilidad Dinámica
La estabilidad dinámica se entiende como la capacidad del sistema de potencia para mantener la operación paralela sincrónica de los generadores durante perturbaciones repentinas significativas que ocurren en el sistema de potencia (cortocircuito, parada de emergencia de generadores, líneas, transformadores). Por tasa estabilidad dinámica se aplica el método del área. Como ejemplo, considere el modo de operación de una transmisión de energía de doble circuito que une una planta de energía con un sistema de energía en caso de un cortocircuito en una de las líneas con la línea dañada desconectada y su AR exitoso (Fig. 9.3, pero).
El modo de transmisión de potencia inicial se caracteriza por un punto / ubicado en la característica angular /, que corresponde al esquema de transmisión de potencia original (Fig. 9.3.6). Con un cortocircuito en un punto K1 en la línea W2 la característica angular de la transmisión de potencia ocupa la posición //. La disminución en la amplitud de la característica // es causada por un aumento significativo en la resistencia resultante x re, entre puntos de aplicación P.ej Y Ua . En el momento del cortocircuito se produce. descarga de "energía eléctrica por el valor Arkansas reduciendo la tensión en los embarrados de la estación (punto 2 en la Fig. 9.3.6). La descarga de energía eléctrica depende del tipo de cortocircuito y su ubicación. En el caso límite, con un cortocircuito trifásico en las barras de la estación, la potencia se pone a cero. Bajo la influencia del exceso potencia mecánica turbinas sobre energía eléctrica, los rotores del generador de la estación comienzan a acelerarse y el ángulo de 6 "aumenta. El proceso de cambio de potencia va de acuerdo con la característica //. Punto 3 corresponde al momento de desconexión de la línea dañada de ambos lados por dispositivos de protección de relé RZ. Después de desconectar la línea, el modo de transmisión de energía se caracteriza por un punto 4, ubicado en la caracteristica
ke, que corresponde a un esquema de transmisión de energía con una línea desconectada. Durante el cambio del ángulo de 6i a 6i, los rotores de los generadores de la estación adquieren energía cinética adicional. Esta energía es proporcional al área delimitada por la línea Rt, característica // y ordenadas en los puntos 1 pág. 3. Esta área se llama área de aceleración S y . En el punto 4 comienza el proceso de frenado de los rotores, ya que la potencia eléctrica es mayor que la potencia de las turbinas. Pero el proceso de frenado ocurre con un aumento en el ángulo θ. El aumento del ángulo θ continuará hasta que toda la energía cinética almacenada se convierta en energía potencial. La energía potencial es proporcional al área delimitada por la línea. Rt y características angulares posteriores a la emergencia. Esta área se llama área de frenado S T . En el punto 5, después de una cierta pausa después de desconectar la línea W2 el dispositivo de reenganche automático se activa (se supone que debe utilizar un reenganche automático rápido trifásico con una pequeña pausa). Con un AR exitoso, el proceso de aumento del ángulo continuará de acuerdo con la característica Z, 1 correspondiente al esquema de transmisión de potencia original. El aumento del ángulo se detendrá en el punto 7, que se caracteriza por la igualdad de las áreas S y y S T . En el punto 7, el proceso transitorio no se detiene: debido a que la potencia eléctrica supera a la potencia de las turbinas, el proceso de frenado continuará según la característica /, pero solo con una disminución del ángulo. El proceso se asentará en el punto / después de varias oscilaciones alrededor de este punto. La naturaleza del cambio en el ángulo b en el tiempo se muestra en la Fig. 9.3, c.
Para simplificar el análisis, la potencia de las turbinas P t durante el proceso de transición se mantiene sin cambios. En realidad, cambia algo debido a la acción de los controladores de velocidad de la turbina.
Por lo tanto, el análisis mostró que bajo las condiciones de este ejemplo, se conserva la estabilidad de la operación en paralelo. Condición necesaria la estabilidad dinámica es el cumplimiento de las condiciones de estabilidad estática en el modo posterior al accidente. En el ejemplo considerado, esta condición se cumple, ya que la potencia de las turbinas no supera el límite de estabilidad estática.
Se violaría la estabilidad de la operación en paralelo si, en el proceso transitorio, el ángulo 6 pasara el valor correspondiente al punto 8. Punto 8 limita la zona máxima de frenado a la derecha. Ángulo correspondiente a un punto 8, fue llamado crítico 6 KP. Cuando se cruza este límite, se observa un aumento de avalancha en el ángulo 6, es decir, los generadores pierden el sincronismo.
El margen de estabilidad dinámica se estima mediante el coeficiente, igual a la proporción la máxima zona de frenado posible a la zona de aceleración:
Para £ 3, dyn > 1, la moda es estable, para A 3, dy<1 происходит нарушение устойчивости. В случае неуспешного АПВ (включение линии на неустранившееся КЗ) процесс из точки 5 перейдет на характеристику //. Нетрудно убедиться, что в условиях este ejemplo la estabilidad después de un cortocircuito repetido y la posterior desconexión de la línea no se conserva.
Sostenibilidad del Sistema Energético- esta es su capacidad de volver a su estado original con perturbaciones pequeñas o significativas. Por analogía con un sistema mecánico, el estado estacionario del sistema de potencia puede interpretarse como su posición de equilibrio.
La operación en paralelo de generadores de centrales eléctricas incluidas en el sistema eléctrico difiere de la operación de generadores en una estación por la presencia de líneas eléctricas que conectan estas estaciones. La resistencia de las líneas eléctricas reduce la potencia de sincronización de los generadores y dificulta su funcionamiento en paralelo. Además, las desviaciones del funcionamiento normal del sistema, que ocurren durante apagones, cortocircuitos, cortes de carga repentinos o sobretensiones, también pueden conducir a una violación de la estabilidad, que es una de las más graves: accidentes que conducen a un corte de energía de los consumidores. Por lo tanto, el estudio del problema de la estabilidad es muy importante, especialmente en relación con las líneas eléctricas con corriente alterna. Hay dos tipos de estabilidad: estática y dinámica.
La estabilidad estática se denomina capacidad del sistema para restaurar de forma independiente el modo original bajo perturbaciones pequeñas y que ocurren lentamente, por ejemplo, con un ligero aumento o disminución gradual de la carga.
Dinámica sostenibilidad del sistema energético caracteriza la capacidad del sistema para mantener el sincronismo después de cambios bruscos y repentinos en los parámetros de modo o en caso de accidentes en el sistema (cortocircuitos, cortes frecuentes de generadores, líneas o transformadores). Después de tales interrupciones repentinas en el funcionamiento normal, se produce un proceso transitorio en el sistema, después del cual debería volver a producirse el modo de funcionamiento posterior a la emergencia establecido.
Formas de mejorar la resiliencia
La principal forma de aumentar la estabilidad es aumentar el límite de la potencia transmitida. Esto se puede lograr aumentando la fem. generadores, tensión en las barras de carga o disminución de la resistencia inductiva de la línea. Los principales medios para aumentar la estabilidad son los siguientes:
El uso de reguladores automáticos de voltaje de alta velocidad que aumentan e. ds generadores cuando la carga aumenta. Para mejorar la estabilidad dinámica en cortocircuito. de particular importancia es el forzamiento de excitación, en el que los contactos de un relé especial derivan los reóstatos de excitación; como resultado, se suministra la mayor corriente posible al devanado del excitador (excitación de "techo"). En los generadores modernos, la corriente de excitación "techo" es 1.8-2.0 de su valor nominal;
Aumentar la tensión de las líneas existentes, por ejemplo, de 110 a 150 o IA 220 kV;
Reducción de la resistencia inductiva de las líneas, lograda mediante la división de los hilos de las líneas potentes en dos o tres, o mediante la compensación capacitiva longitudinal con una conexión en serie de un banco de condensadores en la línea;
El uso de interruptores de alta velocidad, protecciones y recierre automático de líneas.
resumen
La nota explicativa contiene 21 páginas, 6 tablas, 14 figuras, 3 fuentes bibliográficas, que describe detalladamente el método de cálculo utilizado en este trabajo.
Objeto de estudio: sistema de transmisión de energía.
El objetivo del trabajo: adquirir destreza en el cálculo de transitorios electromecánicos en un sistema de transmisión de potencia, calcular la caída máxima de tensión en las barras de un motor asíncrono, evaluar la estabilidad estática y dinámica del sistema.
Introducción
Datos iniciales
Conclusión
Introducción
Sostenibilidad del Sistema Energéticoes su capacidad de volver a su estado original con perturbaciones pequeñas o significativas. Por analogía con un sistema mecánico, el estado estacionario del sistema de potencia puede interpretarse como su posición de equilibrio.
La operación en paralelo de generadores de centrales eléctricas incluidas en el sistema eléctrico difiere de la operación de generadores en una estación por la presencia de líneas eléctricas que conectan estas estaciones. Las resistencias de las líneas de transmisión reducen la potencia de sincronización de los generadores y dificultan su funcionamiento en paralelo. Además, las desviaciones del modo normal de funcionamiento del sistema, que se producen durante paradas, cortocircuitos, cortes de carga repentinos o sobretensiones, también pueden provocar una violación de la estabilidad, que es una de las más graves: accidentes que provocan una interrupción. en el suministro de energía a los consumidores Por lo tanto, estudiar el problema de la estabilidad es muy importante, especialmente en relación con las líneas de alimentación de CA. Hay dos tipos de estabilidad: estática y dinámica.
La estabilidad estática es la capacidad del sistema para restaurar de forma independiente el modo original bajo perturbaciones pequeñas y que ocurren lentamente, por ejemplo, con un ligero aumento o disminución gradual de la carga.
Dinámica sostenibilidad del sistema energéticocaracteriza la capacidad del sistema para mantener el sincronismo después de cambios repentinos y bruscos en los parámetros de modo o en caso de accidentes en el sistema (cortocircuitos, cortes frecuentes de generadores, líneas o transformadores). Después de tales interrupciones repentinas en el funcionamiento normal, se produce un proceso transitorio en el sistema, después del cual debería volver a producirse el modo de funcionamiento establecido después del accidente.
Son tales interrupciones repentinas en la operación de SES las que conducen a graves consecuencias económicas para la población y las instalaciones industriales.
La industria energética moderna presta gran atención a la lucha contra los accidentes de línea, los cortocircuitos y hace una gran contribución incluso en la etapa de diseño de SES de ciudades y empresas.
Datos iniciales
El esquema de cálculo se muestra en la Figura 1.
Figura 1 - Esquema del sistema de transmisión de potencia
Los datos iniciales para el cálculo de la primera y segunda tarea se toman de la tabla de acuerdo con el número de la opción.
Datos técnicos de los transformadores:
tipo de transformador,
MVALímites ajustables
vania, %, kV
devanados, %
% VNTDC-250000/110250-11013,8; 15,75; 1810.56402000.5TDTS-630000/110630-1102010.59003200.45
Parámetros de la línea eléctrica aérea de doble circuito
marca de alambre,
longitud de ohmios/km
yo, kmU, kV AS-3300.1070.3670.3820.3301.3890.931300110
Figura 2 - Esquema del sistema de cálculo de la caída máxima de tensión en los neumáticos de un motor asíncrono
Los datos iniciales para el cálculo de la tercera tarea se toman de la siguiente tabla de acuerdo con el número de la opción.
Datos técnicos del motor asíncrono
TipoDatos nominalesCaracterísticas de arranqueP, kWI, AN, rpm , %, kg*m 2U, kVn 0, rpm DAZO 17-39-8/1050061.574191.00.855.20.652.12886741
CL parámetros:
Tipo de cable Longitud yo, kmx 0, Ohm/kmAPV 1*3000.0350.099
Dibujamos el circuito equivalente del sistema, que se muestra en la Fig. 1 y calculamos las resistencias inductivas de todos los elementos:
Figura 3 - Diagrama equivalente del sistema
se da la reactancia inductiva,
reactancia inductiva de transformadores:
resistencia inductiva de líneas eléctricas:
Todas las resistencias del circuito equivalente se reducen a la tensión nominal del generador. Resistencia del transformador:
resistencia de la línea de alimentación:
Determinamos la resistencia total del sistema:
Calculamos la potencia reactiva nominal del generador:
Determinamos el valor aproximado de la FEM síncrona del generador:
Determine el valor del factor de estabilidad estática:
Con base en los datos de cálculo, construimos un diagrama vectorial.
Figura 4 - Diagrama vectorial
Los resultados del cálculo se ingresan en la tabla 3.
Tabla 3
MW0162312.5442541603.7625603.7541442312.51620
Figura 5 - Característica de potencia angular
El sistema es estáticamente estable, ya que el factor de seguridad es superior al 20%. ¿Y el límite de la potencia del generador transmitida al sistema se alcanza en ángulo? = 900.
Calculamos los modos a su vez.
2.1 Cálculo del modo de emergencia y postemergencia en caso de cortocircuito monofásico en el punto K-1
1.1 Modo normal
1.2 Modo de emergencia
Elaboramos el circuito equivalente del sistema con un cortocircuito monofásico.
Figura 6 - Circuito equivalente para el modo de emergencia con un cortocircuito monofásico
Resistencia total de cortocircuito Х ?para un cortocircuito monofásico, igual a la suma de la resistencia de secuencia negativa y resistencia de secuencia cero.
Convirtamos el circuito equivalente del sistema con un cortocircuito monofásico de la conexión "estrella" a la conexión "triángulo" con lados X 1, X 2, X 3.
Resistencia X 2 ellos 3 se puede desechar porque el flujo de potencia cedido por el generador a la red no pasa por estas resistencias.
Figura 7 - Circuito equivalente transformado
Determinemos la resistencia total del sistema:
Donde X?=X2?+X0? - una derivación de cortocircuito desequilibrada, que se conecta entre el principio y el final del circuito de secuencia positiva y negativa.
Determinamos la reactancia inductiva de la secuencia cero X0?:
Defina la reactancia inductiva de la secuencia negativa X2?
Determinamos la resistencia del cortocircuito en derivación X?:
X2?+X0? \u003d 3 +0.097 \u003d 3.097 ohmios
Xd?II \u003d 20.2 + 0.1 + 3.5 + 0.04 + \u003d 47 ohmios.
Determinamos el límite de la potencia del generador transmitida al sistema:
Al cambiar los valores del ángulo de 0 a 180 grados, calculamos los valores correspondientes de la potencia suministrada por el generador al sistema mediante la fórmula:
Los resultados del cálculo se ingresan en la tabla 4.
Tabla 4
Graduad, MW081.3157222.3271.9303.3314303.3271.9222.315781.30
1.3 Modo posterior a la falla
Elaboramos un circuito equivalente del sistema para el modo posterior al accidente.
Figura 8 - Circuito equivalente para el modo de postemergencia con cortocircuito monofásico
El modo posterior al accidente está determinado por la desconexión de un circuito de línea de alimentación, después de lo cual la resistencia cambia:
Determinamos la resistencia total del sistema:
Determinamos el límite de la potencia del generador transmitida al sistema:
Calculamos el valor de los ángulos:
Totkl = +
Dado que la línea tiene protección, después de un tiempo se apagará mediante interruptores. Por lo tanto, elegimos un interruptor automático de SF6 de la serie VGBE-35 - 110 con un tiempo de disparo = 0,07 s. También se deben proporcionar dispositivos de protección de relé de cortocircuito. Seleccionamos el relé de corriente RT-40 con el tiempo de fraguado = 0,08 s.
0,07 + 0,08 = 0,15 s,
Encontramos el tiempo de desconexión del cortocircuito:
Totc = 0,07 + 0,15 = 0,22 s.
29? 0.22, que satisface la condición? Totkl
Al cambiar los valores del ángulo de 0 a 180 grados, calculamos los valores correspondientes de la potencia suministrada por el generador al sistema mediante la fórmula:
Tabla 5
Los resultados del cálculo se ingresan en la tabla 5.
grado0153045607590105120135150165180,
MW0140270.5382.5468.5522.6541522.6468.5382.5270.51400
Construimos en un plano de coordenadas las características angulares de la potencia en los modos normal, de emergencia y post-emergencia, en el gráfico indicamos el valor de la potencia de la turbina Р 0. Teniendo en cuenta el valor calculado del ángulo límite de desconexión por cortocircuito ?apagado Trace las áreas de aceleración y desaceleración en el gráfico.
Figura 9 - Gráfico de las características angulares de las potencias y el área de aceleración y desaceleración para un cortocircuito monofásico
2.2 Cálculo del modo de emergencia y post-emergencia en caso de cortocircuito trifásico en el punto K-2
2.2.1 Modo normal
El cálculo del modo normal se realizó en el problema 1.
2.2 Modo de emergencia
Elaboramos el circuito equivalente del sistema con un cortocircuito trifásico.
Figura 10 - Circuito equivalente del sistema para un cortocircuito trifásico
Con un cortocircuito trifásico en el punto K-2, la resistencia mutua del circuito se vuelve infinitamente grande, porque Resistencia de cortocircuito de derivación Х ? (3) = 0. En este caso, la característica de potencia del modo de emergencia coincide con el eje de abscisas.
2.3 Modo posterior a la falla
El circuito equivalente para un cortocircuito trifásico y el cálculo del modo de postemergencia son similares al modo de postemergencia dado en la cláusula 2.1.3.
Calculamos el valor de los ángulos:
¿Encontramos el ángulo límite de apagado por cortocircuito?
Calculamos el tiempo límite para la desconexión por cortocircuito:
Seleccionamos los ajustes apropiados para el funcionamiento de los dispositivos de protección de relés:
Totkl = +
Dado que la línea tiene protección, después de un tiempo se apagará mediante interruptores. Por ello, elegimos el interruptor automático de SF6 de la serie
VGT - 110 con tiempo de apagado = 0,055 s. También se deben proporcionar dispositivos de protección de relé contra cortocircuito. Seleccionamos el relé de corriente RT-40 con el tiempo de fraguado = 0,05 s.
El tiempo de acción de la protección del relé está determinado por:
0,005 + 0,05 = 0,055 s,
Encontramos el tiempo de desconexión del cortocircuito:
Total \u003d 0.055 + 0.055 \u003d 0.11 s.
17? 0.11, que satisface la condición? Totkl
Construimos en un plano de coordenadas las características angulares de la potencia en los modos normal, de emergencia y posterior a la emergencia, en el gráfico indicamos el valor de la potencia de la turbina Р0. Teniendo en cuenta el valor calculado del ángulo límite de corte de cortocircuito en el gráfico, trazamos las áreas de aceleración y desaceleración.
Figura 11 - Gráfico de las características angulares de las potencias y el área de aceleración y desaceleración con un cortocircuito trifásico
Para determinar la estabilidad dinámica del sistema con un cortocircuito monofásico, es necesario considerar las áreas de aceleración Fac y frenado Fbr. La condición para la estabilidad dinámica del sistema es la desigualdad: Fusk? Fbr. A simple vista, se puede ver en el gráfico de la característica angular que el área de aceleración es un orden de magnitud mayor que el área de desaceleración, lo que significa que el sistema no es dinámicamente estable. En consecuencia, la energía cinética acumulada no tiene tiempo de convertirse en potencial, como resultado, ¿la velocidad y el ángulo del rotor? crecerá y el generador perderá el sincronismo. Para determinar la estabilidad estática del sistema, es necesario encontrar el factor de seguridad. Calculando el factor de seguridad, podemos concluir que el sistema es estáticamente estable, ya que.
Calculamos los parámetros de los elementos de transmisión de potencia y los parámetros de carga reducidos a la tensión base U B = 6 kV y potencia básica:
Sb \u003d SAD nombre \u003d,
Resistencia de línea:
Inductancia de fuga del circuito magnético del motor:
Determinamos la potencia activa consumida en el modo inicial del motor:
Encontramos la resistencia activa del rotor del motor en el modo inicial (circuito equivalente simplificado de un motor asíncrono):
0392 +0,05? = ,
Reemplacemos x y obtengamos:
05x2 - x + 0,0392 = 0;
D\u003d b2 - 4ac \u003d 12 - 4?0.05?0.0392 \u003d 0.99216;
Elegimos la mayor de las raíces de la ecuación y obtenemos:
Determinamos la potencia reactiva consumida en el modo inicial por el motor:
Determine el voltaje en los buses del sistema en el modo inicial:
Determinamos el voltaje en los buses del sistema al que se frena el motor:
Determinamos el margen de estabilidad estática del motor por tensión:
Construir una característica mecánica M = f (S) según la ecuación
M = , es necesario hacer el siguiente cálculo:
Determine la velocidad nominal del rotor:
nombre = n0? (1 - Snom) = 741? (1-0,01) = 734 rpm.
Encontrando el deslizamiento crítico:
kr \u003d Snom? (?? +) \u003d 0.01? (2,1+) = 0,039.
Determinamos los momentos nominales y máximos (críticos) del motor:
Mnom = = N?m,
Mmáx = ?? ? Mnom \u003d 2.1?6505.3 \u003d 13661. 4 N?m.
Para construir una característica mecánica, usamos la fórmula de Kloss:
Habiendo dado diferentes valores de deslizamiento S, encontraremos los valores correspondientes del momento M. Los resultados del cálculo se ingresarán en la Tabla 6.
Tabla 6
SM, N?m000,0166480,039136610,06124190,08105890,192620,251260,335020,426420,521180,617630,715180,813320,9115011064
Según la tabla 6, construimos un gráfico M = f (S):
Figura 12 - Gráfico de la característica mecánica de un motor de inducción
El sistema es estáticamente estable, ya que el factor de seguridad de tensión del motor es superior al 20%
Conclusión
Luego de realizar este trabajo de curso, se trabajaron y consolidaron los conocimientos teóricos adquiridos durante el semestre sobre el cálculo de varios tipos de cortocircuitos; comprobar la estabilidad estática y dinámica del sistema; construcción de características angulares de potencia y características mecánicas de las asíncronas.
Aprendió a analizar la estabilidad del sistema, calcular los modos de funcionamiento del sistema antes, después y durante varios tipos de cortocircuitos.
Se puede concluir que el cálculo de transitorios electromecánicos ocupa una de las posiciones más importantes en el cálculo y diseño de varios sistemas de suministro de energía simples y complejos.
Bibliografía
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Borovikov V. N. etc. Sistemas y redes de energía eléctrica - Moscú: Metroizdat., 2010. - 356 p.
Apolonov A.A. Cálculo y diseño de protección y automatización de relés - San Petersburgo, 2009 - 159 pág.
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La tarea principal de la industria de la energía eléctrica es el suministro ininterrumpido y sostenible de energía eléctrica al consumidor. Es necesario determinar bajo qué condiciones es posible garantizar el funcionamiento estable de los generadores, qué cantidad de energía se puede transmitir a través de la línea eléctrica, de qué factores depende la estabilidad, por qué el funcionamiento paralelo estable de los generadores síncronos en funcionamiento normal. se altera. Echemos un vistazo a estas preguntas.
Figura 7. El circuito más simple sistema eléctrico
Para el esquema de transmisión de potencia presentado en la sección anterior, se obtuvo una expresión para la potencia eléctrica en función del ángulo entre los vectores fem. Eq y el voltaje de los neumáticos receptores U, que se denomina característica angular:
Para valores dados de Eq, U, Xd, la potencia del generador es una función del ángulo, y esta dependencia es no lineal, sinusoidal. Para completar, la característica de potencia de la turbina PT se dibuja en el mismo gráfico y, dado que no depende del ángulo, se representa con una línea recta.
Arroz. 8.
Equilibrio de potencia en el eje del generador, es decir se proporciona operación síncrona cuando Pg=PT , es decir, cuando la potencia mecánica de rotación (par) de la turbina es igual a la potencia electromagnética de frenado (par) del generador. Esta declaración también se deriva de la ecuación diferencial para el movimiento relativo del rotor de una máquina síncrona, considerada en la lección anterior.
en Pg=PT,=cons. (21)
Como puede verse en el gráfico de la Fig. 8, la condición PG = PT se cumple en dos puntos 1 y 2, que corresponden a los ángulos 1 y 2. Es necesario determinar en cuál de estos puntos el generador funcionará de manera estable.
Suponga que, como resultado de alguna influencia, el ángulo en el punto 1 se desvía una pequeña cantidad. En este caso, la potencia electromagnética del generador y la potencia transmitida a través de la línea eléctrica aumentaron en el valor P1, mientras que la potencia mecánica de la turbina no cambió debido a la inercia. Se ha violado la condición del equilibrio de fuerzas (momentos) en el eje, ya que (Pg1 + P1)>PT, y el par de frenado prevalece en el eje, bajo cuya influencia se frena el rotor del generador. Como resultado, el ángulo comienza a disminuir y 0, y el rotor vuelve al punto 1, donde se asegura el equilibrio de los momentos. Un proceso similar: volver al punto 1 ocurre si el ángulo en este punto disminuye.
Si en el punto 2 se produce el mismo aumento del ángulo en un valor, entonces el exceso de momento que se produce en el eje será acelerante, ya que (Pg2 - P2) Por tanto, a partir de dos puntos 1 y 2, el modo en el punto 1 es estable, ya que el rotor vuelve a su punto de partida con pequeñas desviaciones. Por tanto, una señal de la estabilidad del generador síncrono es el retorno a su modo original. Debe recordarse que la restauración del modo original o cercano a él es el principal indicador del funcionamiento estable del generador síncrono y, en consecuencia, del sistema eléctrico. A medida que aumenta la potencia de la turbina y, en consecuencia, la potencia transmitida a lo largo de la línea según el gráfico, también aumenta el ángulo, acercándose al punto 3. Este punto, por un lado, muestra la máxima potencia activa del generador que se puede transmitir en metro=900: donde Pm= - potencia máxima. Por otro lado, el punto es un límite que separa las regiones estables e inestables del generador. Debe recordarse que los límites para cambiar el ángulo: 0900 es la zona de funcionamiento estable del generador síncrono; - >900 zona de funcionamiento inestable del generador síncrono. La potencia máxima Pm= se denomina límite estático ideal de la potencia transmitida correspondiente a una tensión constante U, lo que no siempre es así. En los cálculos prácticos, para cuantificar el nivel de estabilidad estática (estabilidad con pequeñas desviaciones), se introduce el concepto de factor de seguridad de estabilidad estática, que está determinado por las relaciones: El valor de Kc se establece dentro de los límites de al menos: 20% en modos normales, 8% en condiciones post-accidente. Se encontró que el funcionamiento estable del generador síncrono está asegurado si los signos de los incrementos del ángulo y la potencia P= PT ± Pg coinciden. Entonces para las desviaciones podemos escribir: o, pasando a la derivada: , ya que PT=post. Por lo tanto, la estabilidad estática estará asegurada cuando la condición Esta condición es criterio matematico Estabilidad estática de una máquina síncrona. El problema y la esencia de la estabilidad bajo pequeñas perturbaciones se reducen a la adopción de medidas bajo las cuales se satisfaga esta condición. Se discutirán a continuación. Cabe señalar una vez más que la posibilidad de transferir potencia activa a lo largo de una línea eléctrica está asociada precisamente con la presencia de un ángulo de cambio entre los vectores fem. Eq y voltajes del sistema receptor U, es decir, el ángulo de cambio entre los vectores de voltaje en los extremos de la transmisión. Así, un cambio en la entrada de un portador de energía (vapor o agua) en las turbinas de una estación transmisora y su potencia mecánica se refleja en modo eléctrico transmisión cambiando el ángulo, que es un valor que caracteriza tanto la estabilidad de la transmisión como su modo de limitación. Medidas para asegurar el margen de estabilidad estática del sistema eléctrico Para evitar violaciones de la estabilidad estática del sistema eléctrico, se deben cumplir las siguientes condiciones: La potencia máxima transmitida a través de las líneas eléctricas no debe exceder los valores máximos permisibles, lo que equivale a establecer los ángulos máximos de desplazamiento de los rotores del generador; Los niveles de tensión, especialmente en los nodos de carga, no deben caer por debajo del nivel permitido. Estas condiciones se aseguran tanto durante la operación del sistema eléctrico como durante su diseño con la selección de los equipos adecuados, ya que sus parámetros deben seleccionarse en base a estos requisitos. El valor del margen de estabilidad estática debido a las condiciones anteriores tiene un valor práctico, y su provisión e incremento dependen de muchos factores. Consideremos el más importante de ellos. Deje que se dé un diagrama de sistema eléctrico simple higo 9 El diagrama más simple de un sistema eléctrico.
Figura 10. Diagrama equivalente del sistema eléctrico
La potencia transmitida desde el generador está determinada por la expresión: Si no se tienen en cuenta las resistencias activas de los elementos red eléctrica(ri=0) esta fórmula está simplificada De la estructura de la fórmula se desprende que influyendo o modificando los valores incluidos en Pm, es posible aumentar la característica máxima o, lo que es lo mismo, aumentar la potencia máxima transmitida y con ello aumentar el margen de estabilidad estática. , determinada por la relación: Considerémoslos por separado y determinemos las posibilidades de su cambio. Comencemos con las reactancias inductivas. resistencia. La resistencia de los transformadores y su cambio están asociados con caracteristicas de diseño dispositivo, por lo tanto, durante el período de operación, un transformador de trabajo en los cálculos de estabilidad estática está representado por una resistencia dada, determinada por los datos nominales: potencia, voltajes cortocircuito pasos, etc La resistencia de las líneas eléctricas incluidas en la fórmula puede cambiar en caso de desconexión de uno de los circuitos, partes y secciones. Dado que Xl está incluido en el denominador de la expresión de potencia, respectivamente, el máximo de la característica angular cambia: cuando se apaga uno de los circuitos, su valor disminuye de Pm1 a Pm2, y el valor del ángulo correspondiente al modo normal aumenta de 1 a 2. Para aumentar Pm, se agrega un nuevo circuito. Figura 11. Cabe señalar que aumentar el número de circuitos paralelos de una línea eléctrica para aumentar la potencia máxima transferible y el margen de estabilidad estática es una tarea costosa. Por lo tanto, en líneas largas, utilizan (además de cambiar a una clase de voltaje más alta) la división de los cables de fase de las líneas eléctricas. Como saben, la resistencia inductiva específica de la línea, relacionada con 1 km, está determinada por: donde Dav es la distancia media geométrica entre los hilos de las fases, re es el radio equivalente. La disminución de la resistencia inductiva de la línea al dividir los cables de fase se explica por la redistribución de los campos magnéticos de los cables: los campos entre los cables divididos se debilitan y se fuerzan hacia afuera, como si aumentara la sección transversal del cable en el mismo consumo de metal. Cabe señalar que cada cable adicional, cuando se divide, da cada vez menos efecto adicional. Por ejemplo, con dos cables en fase, la reactancia inductiva disminuye en un 19%, con tres, en un 28%, con cuatro, en un 32%, etc. Los valores de la reactancia inductiva específica durante el desdoblamiento varían de 0,410,42 ohm/km a 0,26 0,29 ohm/km. El cable de fase se divide en dos, tres, cuatro y más cables conectados en paralelo. Por ejemplo, a una tensión de línea de 330 kV - 2 hilos en una fase, 500 kV - 3 hilos, 750 kV - 5 hilos y 1150 kV - 8 hilos en una fase. Por lo tanto, tal medida conduce a un aumento de la potencia máxima transmitida sin aumentar el consumo de material de alambre, ya que su sección transversal total no aumenta. Teniendo en cuenta la carga con una resistencia constante aumenta la resistencia total y por lo tanto reduce la característica máxima. El generador síncrono tiene la mayor resistencia inductiva. Existe cierta relación entre los valores de los parámetros de la máquina y su costo, ya que las resistencias inductivas están determinadas por los valores de las cargas electromagnéticas. Reducir las reactancias inductivas de un generador síncrono, especialmente Xd, es una forma extremadamente difícil y costosa, asociada con un aumento en las dimensiones de la máquina y una disminución en el coeficiente acción útil. Consideremos esta pregunta con más detalle. Como es sabido, los valores de las reactancias inductivas síncronas son inversamente proporcionales al tamaño del entrehierro de la máquina. donde esta el entrehierro. Al mismo tiempo, Xd también es inversamente proporcional a la corriente de excitación De estas relaciones se puede ver que para reducir la resistencia inductiva síncrona, es necesario aumentar el entrehierro y la corriente de excitación, lo cual es necesario para crear una resistencia adicional. flujo magnético proporcionando mayor procesos energéticos. En consecuencia, en este caso, es necesario aumentar la potencia de excitación, fortalecer el devanado de excitación y otros devanados, lo que se asocia con un aumento en el consumo de material. Debido a la dificultad de colocar el devanado de excitación, esto provocará un aumento de las dimensiones del generador. Por lo tanto, en general, una disminución en Xd y Xq conducirá a un aumento en el costo de la máquina. Es posible reducir las inductancias transitorias Xd", Xq" de un generador síncrono aumentando la densidad de corriente en el devanado, lo que conduce a un aumento de las pérdidas, una disminución de la eficiencia, un aumento del peso del generador y, en consecuencia, de la costo del generador. Los problemas señalados son especialmente importantes cuando se crean generadores síncronos modernos y muy utilizados con una capacidad de 200-1200 MW. Más efectivo es el uso de ARV varios tipos, con la ayuda de la cual, en esencia, se realiza la compensación de las inductancias sincrónicas y transitorias de los generadores. cambio de f.e.m. generador (en este caso Eq) conduce a un cambio en dos parámetros importantes: su factor de potencia y el voltaje en los neumáticos de la máquina. Los generadores síncronos modernos de uso intensivo se fabrican con un alto factor de potencia nominal cos = 0,9-1. Un aumento del factor de potencia nominal, a una potencia activa dada, provoca una disminución de la potencia reactiva nominal, de las dimensiones y del coste del generador, ya que ello reduce la potencia total de la máquina () y, en consecuencia, el consumo de activa. y material estructural será menos. Por otro lado, un aumento en cos conduce a una disminución en fem. Eq, que reduce el margen de estabilidad estática. Además, la longitud de transmisión económicamente óptima de la potencia reactiva generada por el generador está limitada por una distancia de (25-70) km. La potencia reactiva necesaria para la carga debe generarse en el punto de consumo. El cambio en el voltaje del generador depende de su carga y para mantenerlo en el nivel requerido, por ejemplo, nominal, en una amplia gama de cambios de carga, es necesario un cambio en fem. generador cambiando su corriente de excitación. Este problema se resuelve con éxito mediante varios tipos de ARV, que esencialmente compensan la resistencia interna del generador. Por ejemplo, en presencia de ARV-s, la resistencia interna del generador síncrono a las barras del extremo de arranque, incluida la resistencia del transformador XT1, puede compensarse mediante la regulación adecuada de la excitación del generador, asegurando la tensión U³= constante La característica angular máxima en este caso se puede determinar a partir de la relación A modo de comparación, se dan las características angulares para varios tipos de ARV (Fig. 12) Figura 12 Como puede verse en la fórmula de la potencia activa (28), su valor está determinado por el producto de la fem. voltaje del alternador y del sistema, o más vista general depende del cuadrado del voltaje. Por lo tanto, en una primera aproximación, podemos suponer que un aumento del doble en el voltaje de la línea es equivalente a un aumento del cuádruple en el número de circuitos de transmisión. De ello se deduce que aumentar el voltaje de transmisión para aumentar la potencia de transmisión máxima es más económico que aumentar el número de circuitos de transmisión. La compensación longitudinal y transversal de los parámetros de la línea eléctrica también son medidas para aumentar la potencia máxima transferible y aumentar el margen de estabilidad estática. Compensación longitudinal significa la conexión en serie de capacitores en la línea, en la que el valor de la resistencia disminuye de Xl a (Xl-Xs) donde Xs es la capacitancia del capacitor. Esta medida es especialmente efectiva para líneas de transmisión largas. La compensación cruzada es un compensador síncrono conectado a la línea de transmisión a través de un transformador. Al mantener la tensión en el punto de conexión, el SC tiene esencialmente el efecto de reducir la longitud de la línea y, en consecuencia, su resistencia. En la actualidad se utilizan fuentes de potencia reactiva estática (SRPS) de alta velocidad y muy eficientes con un tiempo de respuesta (0,02 h 0,06) seg. Estos dispositivos tienen un reactor ajustable y un condensador no regulado, así como un sistema de control. Además de aumentar la potencia, realizan una amplia gama de tareas, realizan la regulación fase a fase de los parámetros de modo, suprimen las sobretensiones, regulan las tensiones en un amplio rango y aumentan el margen de estabilidad estática y dinámica. La familia de compensadores también incluye reactores ajustables y no regulados que compensan la capacitancia de las líneas eléctricas y mantienen el voltaje en el punto de conexión debido a la característica de saturación no lineal del núcleo. Es necesario recordar una vez más que el criterio para la estabilidad estática de un generador síncrono es la condición y en la potencia máxima transmitida Pm, la potencia de sincronización se vuelve igual a cero. Por lo tanto, en condiciones practicas es imposible transmitir este poder, porque el más mínimo empuje de la carga en el EPS hace que el generador pierda el sincronismo, por lo que la potencia normal transmitida P0 debe ser inferior a Pmax. Y su valor se determinará en función del factor de seguridad de la estabilidad estática del sistema. De lo anterior se puede concluir lo siguiente: El límite de potencia de transmisión ideal es la potencia máxima transmitida al sistema suponiendo un voltaje constante en los buses finales de recepción. Criterio de estabilidad estática el sistema mas simple es la positividad de la derivada de la potencia transmitida con respecto al ángulo entre la fem de los generadores y el voltaje del extremo receptor de la transmisión. El factor de estabilidad estática muestra en qué cantidad es posible aumentar la potencia transmitida desde la estación a la red para evitar la violación de la estabilidad del sistema eléctrico. 4. Los controladores automáticos de excitación modernos (ARV-s, ARV-p) pueden compensar las resistencias inductivas de los elementos, incluidas las resistencias inductivas de un generador síncrono, debido a la regulación efectiva del sistema de excitación según los parámetros del sistema eléctrico. modo. Evaluando todas las medidas anteriores para aumentar el límite de potencia estática, podemos concluir que las más económicas son las medidas encaminadas a mantener una tensión constante en los terminales de los generadores y en las barras de carga. El uso de varios tipos de AVR en generadores y modernas fuentes estáticas de potencia reactiva de alta velocidad es prácticamente la medida más racional y económica para aumentar los límites de la potencia transmitida y el margen de estabilidad estática, tanto para una transmisión separada como para el sistema eléctrico en su conjunto.
