Разработка схемы статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы

 

Содержание


Введение

. Разработка схемы и определение основных параметров электростанций

. Составление комплексной схемы замещения, расчет трех установившихся режимов и построение трех угловых характеристик

.1 Расчет параметров схемы замещения

.2 Расчет установившегося режима нормальной схемы без АРВ на шинах генераторов

.3 Расчет установившегося режима нормальной схемы с АРВ ПД на шинах генераторов

.4 Расчет установившегося режима ремонтной схемы с АРВ ПД на шинах генераторов

. Расчет предельного времени отключения короткого замыкания

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

Заключение

Литература



Введение


Успешная работа энергосистем в значительной степени зависит от их способности обеспечить устойчивое и надежное электроснабжение потребителей. Нарушение устойчивости электроэнергетических систем может привести к обесточиванию большого числа потребителей электроэнергии, повреждению оборудования и остановке электростанций. Поэтому расчеты режимов и устойчивости выполняются всегда:

при выборе основной схемы энергосистемы и мест размещения электростанций и подстанций;

формировании требований к основному оборудованию электростанций и сети, релейной защите и автоматике;

оценке допустимости рабочих режимов энергосистемы;

выборе мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы;

определении параметров настройки средств противоаварийной автоматики, систем регулирования и управления, релейной защиты, автоматического повторного включения и т. д.

В данной курсовой работе рассмотрено четыре раздела устойчивости электроэнергетической системы при сложной связи исследуемой электростанции с приемной системой.

В первом и во втором разделах решается задача определения передаваемой мощности системы и запаса апериодической статической устойчивости при наличии или отсутствии системы АРВ ПД на генераторах.

Третий раздел посвящен вопросу динамической устойчивости системы. В качестве возмущения рассматривается короткое замыкание, с последующим отключением линии электропередачи. В качестве критерия динамической устойчивости принято поведение относительных углов электростанций.

В четвертом разделе определяются критическое напряжение и запас статической устойчивости узла нагрузки в сложной системе по критерию d?Q/dU< 0 . В расчетах использованы типовые статические характеристики комплексной нагрузки.

Расчет проведен на ПЭВМ с использованием программы MUSTANG.WIN


1. Разработка схемы и определение основных параметров электростанций


Исходные данные курсовой работы сформированы согласно номеру варианта 3351425 по [2, стр. 4-9, рис. 1.2, табл. 1.1-1.8 ]:

параметры генераторов станции Ст (вариант 3):


РН = 200 МВт ;cos? = 0.85 ; UH = 15.75 кВ ; ТJ = 6.7 c ; количество 2 шт.; Хd = 186.2 % ;

Х`d = 27.2 % ; Х``d = 20.4 % ; Х2 = 24,9 % ; Х0 = 11,50 %


параметры генераторов приемной энергосистемы Эс (вариант 3):


РН = 8000 МВт ;cos? = 0.85 ; UH = 110 кВ ; ТJ = 9,7 c ; Х`d = 31 %


параметры генератора ТГВ - 300 ( данные [4, стр. 228 ] ):


РН = 300 МВт ;cos? = 0.85 ; UH = 20кВ ; ТJ = 7 c; количество 1 шт.;

Хd = 219 % ;Х`d = 30 % ; Х2 = 23,8 % ; Х0 = 9,63 %


параметры трансформаторов Т 1 (вариант 5):


SН = 125 МВ*А ;UH = 347 кВ ; UHH = 15.75 кВ ; количество 6 шт.; PK = 360 кВт ;

P0 = 145 кВт ;UК = 11,5 % ; I0 = 0.5 %


параметры трансформаторов Т 2 (вариант 1):


SН = 200 МВ*А ;UH = 347 кВ ; UHH = 115 кВ ; количество 5 шт.; PK = 560 кВт ;

PХХ = 220 кВт ;UК = 11,0 % ; IХХ = 0.45 %


параметры трансформаторов Т 3 (вариант 4):


SН = 200 МВ*А ;U = 330 кВ ; U = 115 кВ ; U = 10,5 кВ ; количество 5 шт.; PK ВН = 460 кВт ;

PK ВС = 600 кВт ;PK СН = 380 кВт ; PХХ = 180 кВт ; IХХ = 0.5 %

UК ВН = 34,0 % ; UК ВС = 10,0 % ; UК СН = 22,5 % ;


параметры трансформатора ТДЦ - 400000/330 (данные [4, стр. 244 ]) :


SН = 400 МВ*А ;UH = 347 кВ ; UHH = 20кВ ; количество 1 шт.; PK = 810 кВт ;

PХХ = 365кВт ;UК = 11,0 % ; IХХ = 0.4 % ; RT = 0.6 Oм ; ХТ = 33 Ом ; ?QХХ = 1600 квар


параметры нагрузок (вариант 2):


SH = PH - JQH .МВ*А.S2 = 90 - J70 ;S4 = 0,5(450 - J300) ;S6 = 95 - J75 .


параметры линий (вариант 5):

Л 1 :

N марки провода3 - 2АС-400/51; l =190км P0= 0,019 Ом/км; Х0=0,323 Ом/км


G0 =0,011*10-6См/км В0=3,46*10-6 См/км


Л 2:=Л4:

N марки провода 4 - 2АС-500/64; l =112 км P0= 0,015 Ом/км; Х0=0,332 Ом/км


G0 =0,011*10-6См/км В0=3,50*10-6 См/км


Л 3:=Л5:

N марки провода 1 - 2АС-240/32; l =110 км P0= 0,03 Ом/км; Х0=0,331 Ом/км


G0 =0,023*10-6 См/км В0=3,38 *10-6 См/км


Исходные данные представим в табличном виде:


Параметры генераторов.

Наименование показателейЕдиницы измеренийОбозначениеВеличина показателяСтЭСГНоминальная мощностьМВтPн2008000300Номинальный коэффициент мощности-Cos?0,850,850,85Постоянная инерциисТj6,79,77Синхронное сопротивление%Хd186,2-219Переходное сопротивление%Хd27,23130Сопротивление обратной последовательности%Х224,9-23,8Номинальное напряжениекВUн15,7511020количествоштm2-1

Параметры трансформаторов.

Наименование показателяЕдиницыизмеренияОбозначениеВеличина показателяТ1Т2Т3Т4Номинальная мощностьМВ*АSн200200400400Номинальное напряжение ВЫСШЕЕ СРЕДНЕЕ НИЗШЕЕкВUн 347 - 15,75 347 - 115 330 110 10.5 347 - 20Потери мощности КЗ В-Н В-С С-НкВтDPk 360 - - 560 - - 460 600 380 810 - -Напряжение КЗ В-Н В-С С-Н%Uk 11,5 - - 11,0 - - 34,0 10 22,5 11 - Потери мощности ХХкВтDPx145220180365Ток холостого хода%Ix0,500,450.500,40Количествошт.m6551

Параметры линий.

Наименование показателяЕдиницы измеренияОбозначениеВеличина показателяЛ1Л2Л3Марка провода--2АС-400/512АС-500/642АС-240/32ДлинакмL190112110Активное сопротивлениеОм/кмR00.0190.0150.030Реактивное сопротивлениеОм/кмX00.3230.3320.331Активная проводимость10-6 См/кмg00.0110.0110.023Реактивная проводимость10-6 См/кмb03.463.503.38Количество цепейшт.N111

Величины нагрузок.

Наименование показателяЕдиницы измеренияОбозначениеВеличина показателяS2S4S6Нагрузка: АКТИВНАЯ РЕАКТИВНАЯ МВт Мвар Pн Qн 90 70 225 150 95 75


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


2.1 Расчет параметров схемы замещения


Генераторы станции Ст

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

dст=Xd%×U2н ×cosjН /(100×Pн ×m), где

2н - номинальное напряжение генератора кВ ;Pн - номинальная активная мощность МВт; cosjН - номинальный коэффициент мощности ; m - количество параллельно работающих генераторов.

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


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

переходное сопротивление:

`dст=X`d%×U2н ×cosjН/(100×Pн ×m)= 27,2 ×15,752×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,143Ом;


Сверхпереходное сопротивление :

``dст=X``d%×U2н ×cosjН/(100×Pн ×m)= 20,4×15,752×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,108 Ом;


сопротивление обратной последовательности :

2 ст % =X2 ст%×U2н ×cosjН/(100×Pн ×m)= 24,9 ×15,752×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,131Ом;


сопротивление нулевой последовательности :

0 ст % =X0 ст%×U2н ×cosjН/(100×Pн ×m)= 11,5 ×15,752×0,85/(100× 200 × 2 )= 0,061Ом;


Генераторы приемной энергосистемы Эс:

переходное сопротивление:

`dэс =X`dэс %×U2н ×cosjН /(100×Pн )= 31 ×1102×0,85/(100× 8000)=0,399Ом;


Генератор ТГВ - 300:

синхронное сопротивление:

=Xdг%×U2н ×cosjН /(100×Pн )=219×202×0,85/(100×300)=2,482 Ом;


переходное сопротивление:

`=X`dг%×U2н ×cosjН /(100×Pн )=30×202×0,85/(100×300)=0.340Ом;


Сверхпереходное сопротивление :

``d г=X``d г %×U2н ×cosjН/(100×Pн )= 19,5 ×202×0,85/(100× 300 )= 0,221Ом;



сопротивление обратной последовательности :

2 г % =X2 г %×U2н ×cosjН/(100×Pн )= 23,8 ×202×0,85/(100× 300 )= 0,270Ом;


сопротивление нулевой последовательности :

0 г % =X0 г %×U2н ×cosjН/(100×Pн )= 9,63 ×202×0,85/(100× 300 )= 0,109Ом;


Параметры трансформаторов

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

активное сопротивление:

т1=DPк×Uнв2/( Sнт2×m ), где


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

т1=DPк×Uн2/( Sнт2×m ) = 0,360 ×3472/( 1252× 6 ) = 0,462 Ом;


реактивное сопротивление:

т1=DUк % ×Uнв2/ (100 ×Sнт×m ) , где


DUк% - напряжение КЗ;

т1=DUк % ×Uнв2/ (100 ×Sн×m ) =11,5×3472/(100 × 125 × 6 ) = 18,463 Ом;


активная проводимость :

т1=DPxx×m/Uн2= 0,145 × 6 /3472= 7,2 ×10-6 См , где DPxx - активные потери ХХ МВт ;

электростанция напряжение энергосистема генератор

реактивная проводимость :

т1=DQхx×m/Uн2=Iх×Sн×m / (100×Uн2) , где DQхx - реактивные потери ХХ Мвар ,

Iхx - ток ХХ, %

bт 1 = 0,5 ×125×6 / (100 × 3472) = 31,1×10-6 См.


Трансформатор Т 2:Установлено5 параллельно работающих трансформаторов. Эквивалентные параметры:

активное сопротивление :

т 2 =DPк×Uн2/( Sн2×m ) = 0,560 ×3472/( 2002× 5 ) = 0,337 Ом;


реактивное сопротивление :

т2=DUк % ×Uнв2/ (100 ×Sнт×m ) =11×3472/(100 ×200× 5 ) = 13,245 Ом;


активная проводимость :

т2=DPxx×m /Uн2= 0,220×5/3472=9,1×10-6 См ,


реактивная проводимость :


bт 2= DQх ×m / Uн2 = Iх×Sн×m / (100 ×Uн2 ) =0,45 ×200×5 / (100 × 3472) = 37,4 ×10-6 См.


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

активное сопротивление :Rт1=DPкi×Uнв2/( Sнт2×m ) , где I - В, С, Н.

кв=(DPквн+DPквс-DPксн)/2=(460+600-380)/2=340 кВт = 0,340 МВт ;кс=(DPквс+DPксн-DPквн)/2=(600+380-460)/2=260 кВт = 0,260 МВт ;

Pкн=(DPквн+DPксн-DPквс)/2=(460+380-600)/2=120 кВт = 0,120 МВт;

Rт 3 в =DPкв×Uн2/( Sн2×m ) = 0,340 ×3302/( 2002× 5 ) = 0,185 Ом;

Rт 3 с =DPкс ×Uн2/( Sн2×m ) = 0,260 ×3302/( 2002× 5 ) = 0,142 Ом;

Rт 3 н =DPкн×Uн2/( Sн2×m ) = 0,120 ×3302/( 2002× 5 ) = 0,065 Ом;


реактивное сопротивление :

т1=DUк % i×Uнв2/ (100 ×Sн×m ) , где I - В, С, Н.

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

Uкс%=(Uквс+Uксн-Uквн)/2=(10+22.5-34)/2=0;

Uкн%=(Uквн+Uксн-Uквс)/2=(34+22.5-10)/2=23.25 % ;

Xт3 в =DUкв % ×Uнв2/ (100 ×Sн×m ) =10,75×3302/(100 ×200× 5 ) =11,707 Ом;

Xт3 с = 0 ;

Xт3 н =DUкв % ×Uнв2/ (100 ×Sн×m ) = 23,75 ×3302/(100 × 200 × 5 ) = 25,319 Ом;


активная проводимость :

т 3 =DPxx×m / Uн2 = 0,180 × 5 / 3302 = 8.3×10-6 См ,


реактивная проводимость :

т 3= DQхx×m / Uн2 = Iхx×Sн×m / (100 ×Uн2 ) =0,5 ×200×5 / (100 × 3302) = 45.9×10-6 См.


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

активное сопротивление :Rт 4 = 0,6 Ом ;

реактивное сопротивление :Xт 4 = 33 Ом ;

активная проводимость:

т 4 = DPxx×m / Uн2 = 0,365 × 1 / 3472 = 3,0×10-6 См ,


реактивная проводимость :

т2= DQх ×m / Uн2 = 1,6 ×1 / 347 = 13,3 ×10-6 См.


Сопротивления и проводимости линий электропередачи


; ; ;


Линия Л 1:

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

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


Линии Л 2 и Л 4 :



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

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


Линии Л3 и Л5:

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

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


Составление комплексной схемы замещения и расчет трех установившихся режимов электроэнергетической системы

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

Номера узлов вводим согласно схеме замещения, Uстарт принимаем равным Uном .ЭДС генераторов фиксируется как напряжение в узле при задании реактивной мощности в диапазоне Qmin=0 - Qmax. Произведем расчет трех установившихся режимов:

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

2.Нормальная схема c АРВ на генераторах. Генераторы с АРВ ПД представляются ЭДС Е`q, приложенной за переходным сопротивлением Х`d.

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



2.2 Расчёт установившегося режима нормальной схемы без АРВ на шинах генераторов


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

Программа УР к расчету готова

*** Расчет установившегося режима ***

Точность в сети более 110 КВ 0.01000000 [МВТ]

Системная точность УР 1.00000000 [МВТ]

Точность по напряжению 0.00000 [%]

Плоский старт [X]

Использование стартового алгоритма [ ]

Учет ограничений на старте [X]

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

Топология сети

Контроль информации

Формирование оптимального исключения узлов

Расчет УР

*** Режим не балансируется ***

Файл протокол - SSPREP.TXT

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

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

Далее необходимо провести серию расчетов режимов при изменении мощности станции от нуля до Рмахпри постоянной ЭДС. Принимаем шаг увеличения мощности = 10 МВт. При приближении к предельному значению шаг увеличения мощности уменьшаем до 1 МВт.

Результаты расчета предельного режима представлены в таблицах:

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

Коэффициент запаса Кр определим по формуле : Кр = , где Рпр - предельная передаваемая мощность в системе по условию статической устойчивости Рпр = Рмах .

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



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

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



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


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

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



Где Pг иQг - мощности станции, замеренные в узле Е`.

Результаты расчетов и протокол расчета :

Программа УР к расчету готова

*** Расчет установившегося режима ***

Точность в сети более 110 КВ 0.01000000 [МВТ]

Системная точность УР 1.00000000 [МВТ]

Точность по напряжению 0.00000 [%]

Плоский старт [X]

Использование стартового алгоритма [ ]

Учет ограничений на старте [X]

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

Топология сети

Контроль информации

Формирование оптимального исключения узлов

Расчет УР

Расчет УР завершен

Файл протокол - SSPREP.TXT

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


Таблица коррекции угла ?


Характеристики предельного режима представлены в таблицах :




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

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


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


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


Таблица коррекции угла ?



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

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



3. Расчет предельного времени отключения короткого замыкания


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

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

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

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


Рн* = Рн(0,83 - 0,3U* + 0.47U*2)


Для реактивной мощности:

Узлы 110 - 220 кВ:

нагр* = Qнагр(3,7 - 7U* + 4,3U*2)


Узлы 6 - 10 кВ:


Qнагр* = Qнагр(4,9 - 10,1U* + 6,2U*2)* = U/Uн


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


















Время отключения 0,376 с


Точность определения предельного времени отключения

отклпр = [(0,376-0,375)/0,375]*100% = 0,27%,


что соответствует заданной точности



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


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

В данном случае ?Q = Qг? - Qнагр - небаланс мощностей, Qг? - суммарная генерируемая в узел реактивная мощность.

Для оценки устойчивости по данному критерию необходимо построить зависимость

?Q = f(U). Предельный режим определяется критическим напряжением Uкр в точке, где производная d?Q / dU= 0.

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



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

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

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



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




Заключение


В результате проделанной работы был произведён анализ устойчивости электроэнергетической системы.

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

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

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

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

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



Литература


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

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

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

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


Содержание Введение . Разработка схемы и определение основных параметров электростанций . Составление комплексной схемы замещения, расчет трех уста

Больше работ по теме:

Предмет: Физика

Тип работы: Диплом

Новости образования

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: MAIL@SKACHAT-REFERATY.RU

Скачать реферат © 2018 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ